韩渠油田长8油藏注水开发技术政策研究

赵辉

摘要：韩渠油田长8油藏自2014年投入开发，由于储层低压、低孔、低渗的特点，地层能量下降快，油井产量递减快，亟需注水补充能量。如何制定该油藏的注水开发技术政策是我们下步工作的重点。基于此，本篇文章对长8油藏注水开发技术政策进行研究，为下一步开发调整提供技术支撑。

关键词：韩渠油田;长8油藏;注水开发技术政策

1油藏概况

1.1地质特征

韩渠油田位于陕西省定边县砖井乡韩渠村，构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部中段。韩渠油田范围内长8油藏未见构造圈闭，长8油层分布主要受三角洲前缘水下分流河道砂体砂体控制，储层平均孔隙度8.6%;平均渗透率0.51mD。含油面积为1.4km2，地质储量为63.7×104t。韩渠油田长8油藏主要受到岩性变化控制，未见边底水及油水界面，为超低渗岩性油藏。

1.2开发特征

韩渠油田长8层于2014年勘探评价取得突破，2015年规模建产，生产井在投产初期产液量和动液面持续下降，已投产井的试采情况表明，天然能量开发，地层能量下降快，油井产液量递減快，亟需注水开发。

2注水开发技术政策研究

2.1井网系统论证

2.1.1合理井网方式

（1）最大主应力方位与井排方向

结合鄂尔多斯盆地现今应力场分布规律，最大主应力方位为NE50°～NE90°，确定韩渠地区长8最大主应力方位为NE70°左右，因此，井网井排方向确定为NE70°。

（2）井网形式

根据目前完钻井情况，选用反七点井网，后期调整具有较大的灵活性。

2.1.2注采井距论证

2.2注采参数论证

2.2.1注水井压力

注水井最大流动压力主要受破裂压力的限制，根据经验，一般不超过破裂压力的90%，韩渠油田韩渠油田长8油层井口破裂压力分别为41.4～43.9MPa，考虑液柱压力（26.4MPa）和井筒摩阻损失（13.0MPa）后（油藏中深2643.0m）井底破压54.8～57.3MPa，井底最大流压为44.0～45.8MPa，折算井口最大注水压力17.6～19.4MPa。

2.2.2注水时机和注水量的确定

（1）注水强度的确定

根据达西定律，考虑启动压力梯度影响，注水井注水强度公式为：

对于地层、排距一定的油藏，注水一定时间后，地层压力提高，油水井之间压力重新分布。当地层压力提高到一定值，对应任一点的压力梯度都大于该储层的启动压力梯度时，即认为该注水建立了有效驱替压力系统。

韩渠长8油藏公式中参数取值：Pw为8.6MPa，Pe为21.9MPa，Re为140m，rw为0.1m，为0.0126MPa/m，根据上述公式，计算出注水后合理地层压力达到24.9MPa，压力保持水平为114%。

3结论

通过前面油藏工程参数论证，初步形成韩渠油田长8油藏注水开发技术政策，通过加强注水，恢复地层能量，适时采取措施引效。通过地质研究，细分小层，进一步完善层间注采对应关系，提高储量动用程度。针对平面水驱不均问题，适时开展堵水调剖和轮注轮采试验，改善注水效果，提高油田采收率。

参考文献

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