新肇油田古636区块线注水效果及评价1020.doc

新肇油田古636区块线性注水效果评价刘刚（第九采油厂新肇采油作业区）摘要：针对新肇油田古636区块反九点法注采井网开发初期表现出的油井见水快、产量递减快、地层压力分布不均衡的裂缝性油田注水开发特征，2004-2006年实施了注采系统调整，形成线性注采井网。通过实施线性注水，有效地减缓了区块含水上升速度快、产量递减快的矛盾。本文从采油速度、递减率、地层压力、存水率等开发指标对古636区块线性注水效果进行了评价。关键词：线性注水 采油速度 递减率 地层压力 存水率1线性注水前的主要矛盾新肇油田古636区块位于新肇鼻状构造轴部，2000年11月投入开发，主要开采目的层为葡萄花油层，平均孔隙度19.5%，空气渗透率28.1810-3um2。2000年底同步注水开发，基础井网为正方形反九点法注水井网，井排方向为NE90；2004-2006年进行注采系统调整，共转注37口井。目前，区块共有油水井272口，其中注水井99口，抽油井173口。截止2008年9月份区块累积产油85.3235104t，采出程度9.44%，累积注水302.2289104m3，累积注采比1.88，综合含水41.74%，含水上升率3.48%。古636区块注水开发以来，注水开发特征和油井动态变化反映，储层裂缝发育，具有明显的裂缝性油藏的特点，并且裂缝已对注水开发产生了负面影响。1.1油井见水快、含水上升快，受裂缝影响产量递减快区块注水井井排油井注水受效后，水驱前缘很快推进到油井附近，油井见水快，受效到见水时的时间间隔只有2个月。且见水后含水上升很快，见水后含水不存在缓慢的阶梯状上升过程，而是直线升至高含水（水淹），表现了注入水沿裂缝窜进的特点。经无源微地震法监测证实，区块储层裂缝发育，裂缝方向为近东西向。截止2003年12月份共有36口井见水，见水后日产油下降了100.1t，综合含水上升了66.2个百分点。受裂缝影响，区块开发初期产量递减快，20022003年区块平均自然递减率为22.71%。区块产量递减较快，除了和油田地质条件（油层少、厚度薄，水驱控制程度低）有关外，受裂缝注水影响引起的油井水淹，产量下降是重要因素之一，从区块产量构成上看，2002-2003年因含水上升造成的产量递减高达9.90%，占总递减率的43.6%。1.2受裂缝影响，区块两类矛盾突出，影响注水开发效果裂缝的存在，注水后加剧了区块层间矛盾和平面矛盾。统计11口见水井产出资料，见水前后对比，见水层产出上升了35.3%，而见水层产出下降了35.3%；统计35口地层压力测试资料，11口注水井井排的采油井，平均地层压力上升了1.37MPa，而24口油井井排的井地层压力下降了2.69MPa。2线性注水的作法及效果针对区块注水后显现的裂缝性油藏开发特征，根据裂缝性油藏注水后注入水沿裂缝窜流的基本规律，考虑将注水井排水淹没井转注，使所有注水井布置在裂缝系统上，沿裂缝拉成水线，向两侧基质驱油，就会提高裂缝性油藏的注水开发效果。新肇油田裂缝方向为东西向，与原反九点法注采井网井排方向基本一致，转注注水井排水淹油井，形成线性注水井网。2004-2006年分三批转注了37口井。2.1线性注水延缓含水上升速度古636区块注水开发初期，见水井逐年增多，并呈上升趋势。2001-2003年见水井数分别为7口、35口、14口。转成线性注水后，有效地延缓了含水上升速度。2004-2007年见水井数减少为14口、9口、6口、8口。线性注水前后，因含水上升造成产量递减占区块递减构成比例有所减少，由2003年的14.11%减少到2007年的5.18%，减少了8.93个百分点。2.2线性注水减缓产量递减速度古636区块转成线性注水后，沿裂缝方向注水，向裂缝两侧驱油的开发方式，来提高水井南北两侧基质的受效程度。2004年8口转注井周围20口油井有11口井受效，年增油1990t；2005年6口转注井周围28口油井有5口井受效，年增油436t； 2006年21口转注井周围48口油井有7口井受效，年增油688t。2004-2006年注采系统调整使古636区块递减率下降了1.35、0.36、0.70，取得了较好调整效果。2.3线性注水缓解两类层矛盾通过线性注水及其后续跟踪调整，注入水沿裂缝两侧基质驱替，扩大了注入水波及体积，提高了其受效程度，缓解两类层矛盾。线性注水前后对比，非主力层产出由31.1%上升到32.2%，上升了1.1%，非主力层吸水由29.5%上升到36.3%，上升了6.8%。2.4线性注水恢复地层能量在转注初期采取高注采比注水，尽快恢复地层能量。水线沟通油井受效后，合理匹配新老井注水强度，控制老注水井注水，降低注采比，促进新方向受效。古636区块线性注水后，地层压力逐年稳步回升，地层压力由线性注水前的9.96 MPa上升到目前的11.12 MPa ，上升了1.16MPa，年上升0.26MPa。3线性注水效果评价实施线性注水4年来，区块调整对策是否合理，有效。我们选择了开发指标对比和相同调整措施同类区块类比法对古636区块线性注水效果进行评价。3.1采油速度应用国内15个低渗透油藏的开发资料，多元回归出稳产期的采油速度公式【2】：式中：采油速度，%；单井控制储量，104t/口；注采井数比；年平均递减率，小数；稳产时间，a从稳产期末算起的时间，a古636区块取=5.22、=1.75、=0.83、=0.13、=5.59，计算得出古636区块的采油速度应为0.67%。应用国内15个低渗透油藏的开发资料得到的经验公式计算，得出古636区块目前合理的采油速度应为0.67%，古636区块目前采油速度为0.65%，与合理采油速度相比，只差0.02%，说明目前采油速度是合理的。3.2递减率古636区块线性注水初期递减率高达17.89%，经过后续跟踪方案调整，其递减率下降到15.42%，下降了2.47个百分点。根据古636区块2002-2004年年产油绘制年产油曲线（按没有实施线性注水），根据曲线可回归出线性方程：式中：年产油，t；时间（以年度为单位）根据古636区块2005-2007年年产油绘制年产油曲线，根据曲线可回归出线性方程：式中：年产油，t；时间（以年度为单位）根据上述方程，可计算出古636区块实施线性注水前每年产量递减高达22243t，实施后年产量递减为13937t，计算年产量递减率，对比下降了8.07个百分点。3.3地层压力古636区块油藏数值模拟要求地层压力年恢复速度上限控制在0.5MPa/a以内，对应注水压力上限控制在破裂压力16.3MPa以内；平均地层压力最高恢复到原始地层压力附近。区块地层压力由线性注水前的9.96 MPa上升到目前的11.12 MPa ，上升了1.16MPa，年上升0.26MPa，符合区块数值模拟要求。3.4存水率存水率是评价注水开发油田注水状况及注水效果的重要指标。存水率表明注水存留在地层中的比率，根据定义, 阶段存水率计算公式为: 式中：月注水量，m3/mon； 月产水量，m3/mon； 月产油量，m3/mon； 注采比，小数； 换算系数，； 原油体积系数，m3/m3； 原油地面密度，t/m3； 含水率，小数。根据上式，给定注采比=1、1.5、2、2.5、3，便可作出理论曲线图。新肇油田古636区块实际存水率统计表时间含水率采出程（%）月注水（m3）月产油（t）月产水（t）存水率月注采比2001060.14 0.54 14453757612690.91 1.152001120.18 1.32 330751339028530.91 1.452002060.19 2.21 253741434932750.87 1.032002120.21 3.16 373471320235540.90 1.612003060.23 4.05 326381330840060.88 1.372003120.30 4.81 428601054145470.89 2.122004060.29 5.50 382681028941020.89 1.972004120.32 6.16 39432883842510.89 2.272005060.28 6.72 34603877334770.90 2.092005120.38 7.24 43271721544550.90 2.852006060.33 7.71 42197769337380.91 2.782006120.35 8.16 39821626434130.91 3.132007060.39 8.56 27196584836830.86 2.20 2007120.40 8.93 21211525434970.84 1.87 2008050.41 9.22 23970597640990.83 1.85 从曲线上可以看出，线性注水之前（2003年12月）区块处于注水井排油井大面积见水期，对应同一个注采比对比， 实际存水率在理论曲线之下，注水开发效果不理想；经过线性注水及后续调整，虽然地下存水率略有所下降，但已接近或超过理论计算曲线，表明注水利用率较线性注水前有所好转。注采比是决定存水率的重要因素，因此，不同驱动方式的油藏，存水率不可类比，只能油藏自身进行比较变化状况，评价某一阶段的注水效果。3.5与同类区块效果对比永乐油田台105区块基础井网为反九点法注水井网，井距为300m，地质条件及开发历程与古636区块相似，于2005年12月开始在台86-124井区实施线性注水。经过线性注水开发，区块自然递减率明显减缓，各项开发指标都有所改善。新肇油田古636区块与永乐油田台86-124井区情况对比表区块区块物性条件井网情况渗透率 (10-3m2)孔隙度(%)原始地层压力（MPa）饱和压力（MPa）砂岩厚度(m)有效厚度(m)转注前油水井数比转注后油水井数比水驱控制程度(%)古636区块28.1819.516.910.129.84.43.4:11.7:163台86-124井区40.0 1914.28.65.93.86:11.8:194区块自然递减率(%)综合含水率(%)累积注采比开发指标转注前转注后转注前转注后转注前转注后采油速度(%)采出程度(%)年均含水(%)古636区块24.8916.7130.140.681.391.890.729.2239.9台86-124井区36.519.9262.562.60.931.220.9813.4860.7与台86-124井区开发情况对比，古636区块经过线性注水开发，油田开发状况正向着良好方向发展。4结论及认识1、区块注水开发效果有所改善。2、区块进行线性注水是合理的。3、与台86-124井区开发情况对比，古636区块经过线性注水开发，油田开发状况正向着良好方向发展。4、通过采油速度、递减率、地层压力、存水率等开