注水动态分析

1、注水动态分析一、开发概况1、区域概况：图1 油沟区块地理位置油沟区块位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中南部，地处吴起油田南部，从构造上看，长4+5油藏的砂顶起伏形成了一个大的鼻状隆起。主轴线呈北东西南走向，长轴5000米、鼻隆高度30米左右，它对油沟长4+51油田的形成起到了决定性作用。同时在大的鼻状隆起上又发育一些小的局部构造。该区块长4+5油藏是三角洲前缘水下分流河道砂体与鼻状隆起相匹配，属于河控型湖泊三角洲前缘沉积。油区沉积受志靖三角洲影响较大，主要发育水下分流河道、分流间湾微相，河口坝不发育。其中水下分流河道沉积作为其骨架相较发育。图2 油沟长4+5油藏沉积微相图图3 油沟长4+5砂顶起伏图2

2、、油藏特征：该区块于2003年投入开发，主力生产层为长4+51。长4+5油藏平均埋深为1960m，原始压力为13.3MPa，地饱压差2MPa，属未饱和油藏。油层平均有效厚度8.3m，长4+51砂岩孔隙度分布在12.3%13.3%之间，平均值为12.8%，渗透率分布在0.351.328×10-3m2之间, 平均值为0.784×10-3m2。原始油气比125.3m³/t，原始驱动类型为弹性溶解气驱动，油藏类型为岩性-构造油藏。由于长4+5油藏无边底水存在，所以没有明显的油水界面。整体开发采用菱形反九点井网，探明含油面积20.2km2，探明地质储量1236×1

3、04t，可采储量284×104t，累计采油81.8×104t，采出程度6.6%。3、开发历程：图4 油沟区块长4+5注水井网部署图产能建设阶段2003.122008.06注水开发阶段 2008.06至今图5油沟区块2003-2010年综合开发曲线截止2010年底，油沟区块投入生产井247口，开井210口，日产液533吨，日产油358吨，综合含水33%；注水井34口，开井30口，平均日注水量400m³，月注采比1.4，平均地层压力5.8MPa，年采油速度1.1%。经过多年的滚动开发，建成了年产油12×104t的能力。二、开发动态分析1 开发现状表1 油沟区

4、块开发现状统计表油沟区块开发现状油井总数开井数关井数日产液日产油含水平均单井日产累产油地质储量采油速度采出程度液油口口口tt%tt104t%24920841548341382.61.681.81.16.6水井总数开井数关井数欠注井日注水平均单井日注水平均注水压力累积注水地层压力原始目前井数平均注水压力口口口口MPam³m³MPam³MPaMPa34322813401141338369713.35.892008年6月，油沟油区投入注水开发，注水层位为C4+51,截止2011年6月底，投入注水井34口，开井32口，日注水量400余方，当前注采比1.4，累计注水3836

5、97m³，累计注采比0.61，地下亏空96517m³。受益油井123口，日产液231t，日产油187t，综合含水19%，累计产液457078t，累计产油377125t。水驱控制面积13.2km2，水驱动用储量816×104t，注水区域自然递减、综合递减分别为4.3%和4.1%。2、生产动态分析图6 油沟油区长4+5油藏历年注采综合开发曲线(1) 注水状况分析：截止2011年6月底，油沟区块投入注水井34口，开井32口，注水井总配注量为474m³/d，实际注水量为401m³/d，欠注水量73m³/d，其中设备异常导致欠注水量为32m&#

6、179;/d，油藏地质原因导致欠注水量41m³/d。投注井注水量达标率仅为70%，远远小于转注井注水量达标率的83%。如下图所示：图7 油沟油区投（转）注井注水量统计图由于投注井未经过任何增注措施，油层吸水能力较差，大部分井需要措降压施增注，例如酸化，活性水压裂。但是酸化效果不理想，活性水压裂效果较好。 对于转注注水井来说，地层压力相对较低，地下亏空较大，油层的吸水能力相对较好。从吸水剖面的资料分析，由于长4+5油藏是单层注水，该油藏整体水驱控制程度较高，水驱控制程度达91.6%，其中，投注井水驱控制程度为89.2%，转注井水驱控制程度为92.5%。图838-28注水井吸水剖面测试图

7、图938-126注水井吸水剖面测试图（2） 油层压力状况分析：该区块长4+5油藏的原始地层压力为13.3MPa，2007年测得的油藏平均压力仅为4.67MPa，油层压力保持水平仅为0.35，投入注水开发后，2010年，测得油藏平均压力为5.89MPa，压力保持水平上升至0.44。可见，投入注水开发后，长4+5油藏的压力明显回升。但由于注水开发较晚，地层亏空较大，压力仍处于较低水平。图10油沟油区长4+5油层历年压力柱状图从下图可以看出：油藏注水初期，可以适当放大注采比，给油藏一个快速补充阶段。压力出现上升趋势之后就应该适当调整合理的注采比，确保温和注水，以达到长远发展。图11油沟油区长4+5历

8、年油层压力-注采比关系图（3）含水率升降原因分析：油沟长4+5油藏现在仍处于低含水采油阶段，投入注水开发时间较短，注水后综合含水上升3%，油井的综合含水上升较慢；注水前油井含水上升率为0.26,注水后含水上升率上升至0.87。同时，注采比越大，综合含水上升越快，当注采比控制在1.3-1.5的时候，油井的含水变化较缓。图12油沟油区长4+5油藏综合含水-月注采比关系图图13油沟油区长4+5油藏采油速度-综合含水关系图采油速度越快，油井含水上升相对也较快。油井的月采油速度不超过0.07%的时候，油井含水上升较慢。图14油沟油区长4+5油藏产水-综合含水关系图油藏的月采水量一般处于1200-1300

9、m³之间，变化幅度较小，期间由于部分高含水井重新投入生产，导致有6个月采水量在1500m³左右。为了延长低含水采油期，经论证油藏的注采比应控制在1.4左右，采油速度保持在一个合理的水平。（4）生产能力变化分析：从整体区块上来看：油沟长4+5油藏投入注水开发后，日产液、日产油小幅上升，综合含水基本稳定，日产液230-250t，日产油180-190t，综合含水在18-20%之间；其中在2009年12月-2010年2月，2010年11月-2011年2月，油井的生产能力下降。其原因主要是天气寒冷造成注水井大范围停注及生产井管理不到位引起的。从油井产能来看，平均单井日产量小幅上升，综

10、合含水稳定。2008年6月，单井日产液、日产油分别为2.09t、1.73t，2010年6月，单井日产液日产油分别上升到2.18t、1.80t，综合含水稳定。从油井自然递减上来看，注水对降低油井递减有明显的效果，该油藏未投入注水开发以前，油井自然递减为40%-20%，投入注水开发后，自然递减降低至1.1%。图15油沟油区长4+5油藏历年自然递减曲线图随着开发时间延长，油井的利用率有小幅下降，2008年12月，油井利用率为99%，2010年12月，油井利用率为94%，这一阶段下降了5%，其原因主要是个别油井物性较差，加上地层能量亏空较大，生产能力急剧下降导致关停井。生产时效对油井生产也有很大影响。

11、2011年4月-5月，油井的产量下降，主要原因是油井生产时效较低。2011年4月和5月的生产时效分别为为88%和89%。（5）注水井组分析：截止2011年6月底，油沟区块投入34口注水井组，涉及受益油井123口，其中6个井组投入注水时间较短，需要进一步观察注水效果。现就其余28个注采井组进行效果评价：图16 油沟区块注采井组效果评价示意图产量上升：产量上升的井组有6个，即：38-11、38-26、38-28、38-111、38-126、38-154井组；这部分井组注水效果明显，产量上升可归纳为以下两方面：从地质角度上来看，多数油井处于构造的鼻状隆起上，砂体较发育，厚度一般在1015m，最大厚度

12、近20m。物性相对较好。从注水管理上来分析，这些井组自投入注水平稳运行，有力地促进了注水开发。产量稳定：产量稳定的井组有13个，即：38-8、38-44、38-64、38-94、38-119、38-134、38-142、38-158、38-161、38-172、38-174、38-204、38-244井组；这些油井产量较为稳定，主要基于以下两个方面：第一，该区块初期采用自然能量开采时间较长，地层亏空较大，投入注水开发较晚，油藏受到注水影响较为缓慢。第二，部分注水井有短时间的间断停注也是影响注水效果的重要因素。但其初产相对较高，从长远来看，随着地层亏空不断补充，油井的产能将会有一定恢复。产量下降

13、：产量下降的井组有9个，即：38-4、38-37、38-106、38-118、38-140、38-163、38-179、38-213、38-222井组。这些油井注水效果较差，产量持续下降，大部分油井日产油小于1t，从地质的角度来看，这些油井大部分处于油区构造鼻状隆起之上的局部隆起不发育区，砂体逐渐变薄，一般在912m，储层物性较差，非均质性严重。注水后，容易出现注水舌进、指进现象。另一方面，部分注水井靠近长庆油区，地层压力高，严重制约了正常注水。例如注水井38-37经过活性水压裂增注措施后，日注水量仍远低于方案配注量。（6）典型注水井组动态分析：产量上升典型井组：38-126井组于2008年1

14、2月投入注水，注水层位C4+51，周围对应受益油井6口，注采层位统一。日注水量35m³，注采比1.2，目前，该井组累计注水25623m³，累计产液61121m³，累计产油55376m³， 累计注采比0.37，地下亏空43804m³。图1738-126井组注采综合开发曲线从综合开发曲线可以看出：该井组投入注水前，油井产量持续下降，注水5月以后，产量下降的趋势得到遏制。注水8个月以后，产量恢复到注水前的水平。2010年5月，井组产量小幅上升。井组的综合含水由5%上升到16%。综合含水上升后基本保持平稳。其上升原因是井组对应受益油井38-124含水异

15、常。2008年9月，油井38-124的产量由3.0×6%上升到7×80%，经化验该井的氯根27352mg/L，明显低于正常水平。可以初步判断为注入水导致含水上升。2010年，对该井组和邻近井组38-111做了示踪剂监测，监测结果显示：38-124是38-126井组含水上升的直接原因。该区块长4+5油藏主裂缝方位为北东65-75度，38-124井正好处于注水井38-126和38-111的主裂缝连线上，下一步计划对该油井采取堵水措施，改善井组水驱效果。从该井吸水剖面测试结果分析：注水孔段吸水能力良好，射孔厚度为4m，有效吸水厚度为4m，均为有效注水。图1838-126吸水剖面解

16、释图产量稳定典型井组：38-174井组于2008年12月投入注水，注水层位C4+51，周围对应受益油井6口，注采层位统一。日注水量18m³，注采比1.5。目前，该井组累计注水17258m³，累计采液33461m³，累计采油30691m³，累计注采比0.45，地下亏空20806m³。从下图看，该井组投入注水之前，油井产量持续下降，投入注水半年之后，井组产量稳定，综合含水小幅上升，油井仍处于低含水采油阶段。图1938-174注采井组综合开发曲线由于冬季寒冷，注水井口冻结停注，对井组产量有一定的影响。从该井的测得吸水剖面结果可以看出油层吸水较为均匀，

17、水驱控制程度较高。图2038-174注水井吸水剖面解释图产量下降典型井组：38-163井组于2008年6月投入注水，注水层位C4+51，周围对应受益油井6口，注采层位统一。日注水量25m³，注采比1.5。目前，该井组累计注水24826m³，累计采液40445m³，累计采油33237m³， 累计注采比0.55，地下亏空20604m³。图2138-163注采井组综合开发曲线从开发曲线看出，该井组投入注水之后，虽然下降的幅度有所减缓，但井组的产量还是持续下降，与2007年10月份相比,日产液、日产油分别下降31%、39%。综合含水由5%上升到9%。可

18、见，注水后，井组下降的势头没有得到有效遏制。该井组产量下降，其中一个原因就是油井物性较差，长4+5油层平均孔隙度仅为11.63%，低于区块平均孔隙度为12.8%，该井组位于西部分流河道内，砂体不发育，油井平均砂体厚度为9.5m。油井自然产能开发时间长达3年之久，地层能量长期得不到补充，地下亏空较大也是该井组注水效果不理想的一个主要原因。图2238-163注水井吸水剖面解释图从该井吸水剖面测试结果来看，射孔厚度为8m，有效吸水厚度仅为6.4m，吸水能力较差，对井组注水效果有一定的影响。3、油藏动态分析（1）油藏地质特点再认识该油区截止2006年7月，已钻井170多口。主要目的层为延长组长4+51

19、油层，该层具有连片性好，油层分布范围广、产量较稳定等特点，控制面积达14.8km2；侏罗系富县组、侏罗系延安组的延10、延9油层，仅在油田南部分布，而且油藏控制因素复杂；长2、长3油层呈零星分布；长6、长7、长8以及长9油层，评价程度较低，从区域上看都有进一步勘探的潜力。在之后几年的滚动开发中，油区北部发现小片长7油层组，西南部发现延安组延9延10、延长组长2长9等油层，但均呈零星分布，不具备注水开发条件。（2）层系、井网、注水方式适应性分析该油区含油层系较多，有延安组的延9、延10，富县组，延长组的长2、长3长4+5、长6、长7、长8、长9等油层。目前仅长4+51油层连片性较好，分布范围较大

20、，也是该区域主要的注水开发层系。考虑人工压裂裂缝及可能存在的天然裂缝，本区裂缝方向为北东65度75度，固提出菱形反九点面积注水方式。让菱形的长对角线与裂缝方向一致，拉长裂缝线上的注采井距，缩短裂缝线两侧的注采排距。这种井网有利于建立有效的压力驱替系统，从而延缓裂缝线上采油井的见水周期，加快裂缝线两侧采油井的见效速度，达到改善整个油藏水驱效果的目的。同时菱形反九点注采井网的调整具有较大的灵活性，开发后期根据注入水窜方向，及时进行调整。油沟油田现有井网基本成排成列分布，可形成不规则的菱形反九点注采井网，基本能达到菱形反九点井网的水驱开发效果。该区所有注水井均采取单层单孔段油管正注方式注水，自200

21、8年6月投入注水开发至今，受益油井整体产量稳步上升，综合含水平稳，地层压力从注水初期的4.1MPa恢复至目前的5.9MPa。该区产量平稳及上升的井组有19个，占正常注水井组29的65.5%。油层水驱控制程度较高，平均值为91.6%。综上所述，该油区目前注水方式及工艺较为合理。（3）油田稳产趋势分析图23 油沟油区历年累计产油-累计产水曲线图从油沟油区2004年至2010年产油-产水曲线可以看出：油区自投入开发以来，综合含水较为平稳，自2008年6月投入注水开发以后，2010年产量较2009年产量略有增长。反映出油区目前整体开发效果较好。4、开发效果评价油沟区块年度产量完成率为100%，水驱储量

22、动用程度66%，预测采收率为22%，地层压力由注水初期的4.1MPa上升到目前的5.89MPa，综合递减8.4%，自然递减12.0%，动态监测完成率为68%，达到配注量的26井口，配注合格率为76%。根据低渗油藏开发水平评价标准（表1）可以看出，油沟区长4+5油藏开发水平介于一级和二级水平之间。表2 低渗油藏开发水平评价表序号项目分类标准油沟区开发参数一级二级三级1年度产量完成率100%100%100%100%2水驱储量动用程度50%50-40%40%663采收率32%32-25%25%22%4地层压力上升稳定下降上升5含水上升率低于理论值接近理论值大于理论值低于理论值6综合递减55-778.

23、47自然递减18%18-23%23%128动态监测完成率90%90-80%80%689注水井分注率70%70-50%50%3%10注水井配注合格率65%65-50%50%76%三、目前开发中存在的主要问题、潜力分析及对策研究1、注采系统及井网问题该油区目前适宜注水开发的区域注采井网已经完善，采取不规则菱形反九点井网达到了面积注水。油区南部4.7平方公里含油层系较多，但都呈零星分布，无法形成有效的注采井组，已形成了井距在220350米左右的开发井网。该区域注水开发虽然相对滞后，但在投入注水开发以后能够快速补充地层能量，使目前地层压力保持在较高水平。2、含水上升及水淹情况该区域侏罗系延安组油藏有底

24、水存在，三叠系长4+51油层无边底水，故注水开发中不存在底水锥进现象，由于注水井及生产井开发初期都经过了人工改造，可能出现裂缝性水淹，目前此类水淹井只有1口，讨论决定通过对油井堵水、水井调剖进行综合治理。含水率90%以上的生产井6口，其中5口为注水受益井。3、注入水水质及地层压力等问题目前该区注水压力较高（13MPa），已接近油层原始压力13.3MPa，个别注水井还存在达不到配注量的问题。注入水来源于洛河层，经过二级过滤后基本可以达到注入水水质标准的要求。目前油区注水时间较短，暂未出现套损套漏等问题，借鉴大庆油田注水井套损情况，建议增加注水井解堵增注费用，以减少注水后期套损套漏等带来的问题。4、资料录取问题油水井资料录取过程中存在问题较多，首先是油井计量问题，由于大多数受益井已经管线集输，