胡尖山新46 区延9 油藏水驱效果开发评价

蔺明阳，吕 艾，雷兆丰

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710200）

胡尖山油田位于陕西省定边县和吴起县境内，东邻靖安油田，西边与油坊庄相连，东南与吴起油田接壤，辖区面积3 237.8 km2，探明地质储量5 201×104t，侏罗系油藏探明地质储量1 537×104t。研究区域位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中部，区域构造表现为一平缓的西倾单斜，平均坡降6 m/km～10 m/km，单斜背景上由于差异压实作用，在局部形成起伏较小轴向近东西的鼻状隆起[1]。

侏罗系延安组是鄂尔多斯盆地重要的含油气层，共分为10 个油层组，新46 区主力开采层位延9 层，平均油层厚度9.2 m，孔隙度16.8%，渗透率19.2×10-3μm2，电阻率12.1 Ω·m，含油饱和度50.7 %。

1 开发现状及存在问题

新46 区是2010 年在新46 评价井的基础上开采的，2010 年以新46 单井点滚动、自然能量开采，2012年5 月投入注水开发，目前油井开井140 口，单井日产油2.65 t，水井开井42 口，单井日注水22 m3，注采比0.78。根据油藏开发驱动能量的不同，可将新46 油藏的开发历程划分为自然能量开采和注水开发两个阶段。

1.1 开发历程

（1）自然能量开发阶段：底水发育，产量稳定，对新46 区油藏2010 年12 月前投产的6 口井进行统计，初期平均单井日产油2.77 t，半年后单井日产2.53 t，半年递减8.6 %，从统计情况来看，因底水能量充足，初期产量稳定。

（2）注水开发阶段：注水初期递减减小，后期存水率下降，2012 年4 月新45-22 投注，标志新46 区延9油藏进度注水开发阶段，注水开发初期，液量快速上升，含水区域稳定，自然递减减小，存水率上升，水驱效果明显；自2013 年6 月起，存水率逐渐下降，含水上升，目前存水40.9 %，油藏注水开发效果变差。

1.2 压力变化规律

在油藏开发初期，依靠自然能量开采，地层能量不断下降，通过不断的井网完善以及平面注水调整，2013年起地层压力得到了明显的提高，油藏整体压力呈上升趋势，目前压力保持水平85.7 %，但由于油藏平面物性差异以及井网完善程度不同，平面上能量分布不均现象突出（见图1）。

图1 新46 区历年压力变化

1.3 注水开发面临的问题

新46 区2010 年投入开发，开发时间较短，但随着油藏采出程度的增加，油藏含水上升，存水率下降，油藏水驱油效率降低，注水开发效果逐渐变差；尤其自采出程度大于7.6 %以后，油藏含水的快速上升明显影响了油藏的开发水平，导致最终采收率降低。

图2 新46 区含水与存水率关系曲线

图3 新46 区含水与采出程度关系曲线

2 水驱效果评价

2.1 油藏开发初期，随着注采比的增加，单井产能上升，注入水利用率增大

评价注入水利用率的指标即存水率，其计算公式为：

式中：Wf－存水率，%；Wi－累积注水量，m3；Wp－累积产水量，m3。

在相同采出程度下，存水率高则注入水利用率高，开发效果好。

根据存水率和油田含水率的定量关系公式：

式中：IPR-注采比，无因次；V=Bo/ρo，Bo-原油的体积系数，取1.275；ρo-原油地面密度，取0.855 7 g/cm3；fw-含水率，小数。

在给定注采比IPR=0.4、0.6、0.8、1.0、2.0、4.0 下，便可作出理论阶段存水率标准曲线拟合图版C1～fw，（见图2、图3）。

从理论阶段存水率标准曲线拟合图版中可以看出：在注采比一定的情况下，存水率下降，油井含水上升。注采比不同，存水率随含水率的下降程度也不同。注采比越大，下降幅度越小；对于同一含水率值，注采比越大，存水率越高。当注采比小于1 时，在中、高含水期，存水率会出现负值。

2.2 注采比与含水上升速度的关系

通过对新46 区块延9 油藏注采比与含水上升率散点图统计分析发现（见图4），在油藏投入注水开发初期，随着注采比的增加，油田含水上升，含水上升率呈正值，后期控制注采比后，随着注采比增加，含水上升率先上升、再下降趋势。

图4 新46 区注采比与含水上升率散点图

根据新46 区块注采调整前后注采比与含水上升率变化，经统计分析，调整前做线性拟合曲线y=40.13x-38.71，调整后做多项式拟合曲线y=-146.2x2+225.0x-85.07，预测新46 区块油藏最佳注采比在0.85～0.96。

2.3 典型井组分析（注采比对单井产能的影响）

新47-16 井2012 年5 月投注，注水层位延9 层，有效厚度8.3 m，井组对应油井5 口，目前该井油套压4.2 MPa/4.1 MPa，日注水25 m3，累计注水25 804 m3。注水强度3.01 m3/d·m，注采比0.49，累计注采比0.51。投注初期井组日产液37.8 m3，日产油28.1 t，单井产能5.71 t，含水11.4%，目前日产液59.03 m3，日产油42.9 t，单井产能8.59 t，含水13.4 %。2014 年测试邻井新49-17 地层压力6.3 MPa，且井组注采比偏小，但油井底水整体较发育，井组油井见效明显。

2.4 不同底水接触类型油井采液强度与含水上升速度的关系

图5 Ⅱ型油井采液强度与含水变化散点图

图6 Ⅲ型油井采液强度与含水变化散点图

不同底水接触类型采液强度对含水变化不同[2]，Ⅰ型油井隔夹层大于2 m，采液强度对含水变化影响较小，Ⅱ型油井隔夹层小于2 m、Ⅲ型油井与底水直接接触或隔夹层小于1 m（见图5、图6）。

采液强度对油藏含水上升率有两方面影响，一是采液强度过大，油井附近地层能量不能得到及时补充，会出现一个“低压区”，减小了注入水向该区的前进阻力，出现单支、单向突进，减小水驱波及体积，水驱效果变差；二是底水发育区，采液强度过大易造成底水锥进，油井含水快速上升，采收率下降。

对新46 区延9 油藏Ⅱ型、Ⅲ型采液强度与含水变化做散点图，经统计分析，为了控制油井含水快速上升，Ⅱ型油井采液强度应控制在1.1 m3/m·d，Ⅲ型油井采液强度应控制在0.91 m3/m·d。

3 结论及认识

（1）新46 区块侏罗系延9 油藏注水开发13 个月内，存水率上升，油藏水驱效率上升，注水开发效果变好。随着开发时间的变长，油田采出程度变大，含水上升，存水率下降，尤其自采出程度大于7.6 %以后，含水快速上升明显影响了油藏的开发水平，导致采收率降低。

（2）油藏目前存水率40.9 %，注入水利用率低，水驱开发效果较差。

（3）注水开发初期，注采比偏大导致含水快速上升，合理注采比后，含水上升速度得到控制，为了能够及时补充地层能量、提高采油速度，同时结合目前开发动态，低注采比目前仍满足开发需要，需将注采比控制在0.85～0.96。

（4）采液强度对含水变化的影响受不同接触类型影响较大，为了控制油井含水快速上升，Ⅱ型油井采液强度应控制在1.1 m3/m·d，Ⅲ型油井采液强度应控制在0.91 m3/m·d。

（5）鉴于该区目前开发现状，部分低注采比低压区仍具良好开发形势，且存水率逐渐下降，建议因初期改造强度大造成长期高含水低效开发的油井，试验停注水驱开发，探索高含水区治理方法。

［1］ 叶琪.胡尖山油田侏罗系油藏开发技术政策探讨［J］.石油工业技术监督，2011，（8）：62-66.

［2］ 黄纯金，等.侏罗系边底水油藏注水开发效果评价［J］.石油化工应用，2015，34（3）：55-58.