柳沟西部长2油藏水驱开发效果评价

宜海友，宁涛，李硕(延长油田股份有限公司，陕西 延安 716000)

0 引言

一个油藏的水驱开发效果受两方面因素影响，地质条件的限制是不可改变的，但人为因素的影响却可以有所提高。人为因素的影响主要是与其自身的能力水平有最直接的关系，自身的能力水平又主要体现在开发方式的选择，油藏开发方案的设计等；因此，某一油藏开发水平的好坏与人为因素有非常重要的关系。柳沟西部长2油藏水驱开发效果向哪一步发展，下一步的调整思路如何进行；依据动静态资料做出客观分析，评价开发效果，分析实际开发过程中的问题，为油藏下步的开发调整指明方向。

1 地质特征及开发概况

1.1 地质特征

柳沟西部长2油藏储层受河道控制，呈北东-南西向展布，圈闭较好，油水分异好，油井含水低。长2油藏各小层砂体平面上呈北东-南西向带状展布，呈一定的继承性，地层总厚度135～144m；长21地层厚度13.5～46m，砂体厚8～24m，由北东-南西向河道两侧砂体迅速变薄，油藏在东部及西部较发育，但底水连通性较差，能量得不到足够的补充，油层含油饱和度47.6%，有效孔隙度12%，渗透率4.64×10-3μm2。长22地层厚度18.5～93.5m，砂体厚16～50m，砂体北东-南西向发育，油藏在东北部及西部较发育，但底水连通性较差，能量得不到足够的补充，油层含油饱和度46.2%，有效孔隙度12.5%，渗透率2.52×10-3μm2。长23地层厚度22.5～71.5m，砂体厚10～26m，砂体北东-南西向发育，油藏在南部和西部发育，底水较发育，油层含油饱和度45.9%，有效孔隙度12.9%，渗透率4.25×10-3μm2。原始地层压力10.8MPa，油层探明含油面积15.6km2，地质储量743.1×104t。

1.2 开发概况

1996年投入开发，利用边底水自然能量开采20余年，吴27-1井，2002年8月投产长2，日产液11m3，含水78%，之后在该区域进行长2油藏滚动开发。2008年12月至今投转注3口注水井。2020年1月起调整改造，在柳沟27井区计划转注53口井，完善注采井网，目前在西部共投转注14口注水井，从日注水量12m3提升至205m3，日均产油水平由67t增至92t，含水稳定在48%左右，累计增注量5.84×104m3，累计增油量4067t，新增见效井5口，有增产见效井14口。截至2020年10月底，柳沟27井区共有油水井200口，注水及转注井14口，生产井187口，开井56口；日注水205m3，平均单井日注15m3，月注采1.12，累计注采比0.13，日产液231m3，日产油96.1t，综合含水48%,单井产能1.7t，累产油39.6×104t，累计产水50.1×104m，采油速度0.38%, 采出程度4.6%。

2 水驱效果分析预测

2.1 水驱储量动用程度

图1为柳沟27井区甲型水驱特征曲线，由该特征曲线可以看出，当累产水与累产油呈半对数直线关系时，区域Ln(Wp)=1.5098，计算出综合含水为32%，即当综合含水超过32%时，lgWp=1.0527+0.0394Np成立，并由此公式：Nd=7.5422b1-0.969[2]算出水驱动用储量为3.24×104t，动用程度为0.44%。

2.2 含水率与采出程度

应用童氏图版，研究含水率与采出程度的关系。考虑低渗—特低渗透油藏后期潜力有限，根据油田实际技术、经济参数，以fwc=1-CL/(I(P-Rt))[3]计算柳沟27井区的经济极限含水率为73%，由此可预测采收率仅为6%。从图2可以看出，柳沟27井区含水率与采出程度关系的规律性较好。符合Rm=0.06关系曲线下，含水率与采出程度的关系。目前柳沟27井区主要受未进行规模注水影响，导致低产液低含水，采出程度较低，应用童氏图版预测采收率也较低。

图1 柳沟27井区甲型水驱特征曲线

图2 柳沟27井区含水率与采出程度关系的规律性比较

2.3 水驱指数与含水率的关系

水驱指数是指某一油田地下存水量与累积产油量地下体积之比，用公式表示为，式中Z为水驱指数；Wi为累计注水量，104m3；Wp为累计采水量，104m3；NP为累积产油量，104m3；Bo为原油体积系数。水驱指数能够直观地反映注水利用率，根据图3所示，柳沟27井区在2020年前未进行规模注水，开发效果较差，水驱指数整体偏低；2020年开始注水以后，水驱指数曲线与含水率关系曲线与Z=2符合，开发效果开始改变。

图3 柳沟27井区水驱指数与含水率关系图

通过对柳沟27井区未进行规模注水前(2019年以前)的水驱效果进行分析预测，可知，柳沟27井区不进行规模注水，水驱动用程度仅能达到0.44%，采收率仅为6%，水驱指数偏低，接近0.4，整体预测分析认为该井区不进行规模注水开发效果较差。

3 水驱开发效果评价

3.1 水驱开发整体效果

柳沟27井区1996年投入开发后，基本依靠边底水自然能量开发，虽然2008年底投转注3口井，但注水井数太少，难以形成规模注水，开发至今20余年，地层能量亏空极其严重；2019年10月以来，产能下降较快，由日产油最高88.6t降至2020年2月最低66.3t(图4)，降产22.3t；2020年1月在柳沟西部规模注水以来，地层能量逐渐恢复，受益油井开始见效，由图4看出，2020年10月产量已达到92t，较2月最低日产增加了26t，增产效果显著。

图4 柳沟27井区2019年10月至2020年10月综合开发曲线

3.2 水驱开发措施效果

2020年油区整体规划注水，2019年底至2020年初共转注油井14口，主要集中在柳沟27井区西部区域，2020年5月开始在已经注上水的区域实施措施引效，共实施13口，均采用补孔+水力压裂改造，受地层能量恢复影响，有10口获得成功，成功率77%，平均单井日增油2.15t，措施效果较好。

4 结语

综上所述，油藏内部天然能量能够提供一定的能量补充为一次采油亦或是非规模注水提供必要的保障，但从可采储量、水驱储量动用程度、水驱指数以及最终采收率等人为主观影响指标来看，柳沟27井区未规模注水的水驱开发，最终预测效果较差。2020年柳沟27井区整体规划注水，在西部已经实施规模注水，产能已开始恢复，水驱开发效果开始显现，但水驱储量动用程度和水驱指数低是目前制约开发效果进一步改善的主要因素。因此，应全面整体的进行注采井网调整，加快实施东部和中部的油井转注，为提高该区水驱效果，最终提高采收率打下坚实的基础。