姬塬油田吴仓堡区长6油藏注水开发政策适应性评价及下步调整建议

【摘要】姬塬油田吴仓堡区长6油藏为典型的低渗、低压、低产油藏。开发初期为实现和确保该油藏的持续稳产和高效开发，在精细刻画储层微相的基础上，制定出适合该区储层特征的高效开发模式及分层注水开发技术政策。本文主要从注水开发技术政策实施以来油藏动态变化进行分析，分区域评价注水开发实施效果，提出了下步注采调整建议，并针对目前困扰和影响该油田高效开发和持续稳产的因素提出了下步的稳产思路。

【关键词】姬塬油田 吴仓堡 注水开发政策 适应性 注采调整

1 油田地质概况

吴仓堡区西倾单斜坡度0.5°左右，平均坡降8～10m/km。斜坡上发育一系列由东向西倾没的低幅鼻状隆起。储层沉积相类型为湖盆三角洲沉积体系，正是这套三角洲砂体形成为延长组上部油气的储集层，而三角洲平原细粒物质和三角洲前缘湖间湾泥岩成为其下伏延长组砂岩油气聚集的盖层，形成大型的三角洲前积复合砂体岩性油藏。

吴仓堡区长6主力储层为长611、长612层，储层平均有效厚度20.1m，主要以粉砂岩、中-细砂岩互层，中-厚层状为主平均有效孔隙度12.9%，平均渗透率1.42×10-3μm2，属低渗透储层。2 油藏注水开发现状

2.1 油田开发现状

截至2012年11月吴仓堡区即吴420区油井常开795口，日产液能力2701m3，日产油能力1807t，单井日产油2.27t，综合含水24.1%；开注水井295口，日注水量8511m3，月注采比2.11。

2.2 能量恢复状况

2012年吴仓堡区吴420区长6油藏油藏各区域地层能量保持良好甚至出现稳步上升的现象，全区能量保持水平为89.1%，针对历年测压井可对比井能量由12.1MPa12.6MPa，恢复速度0.5MPa/a，上升速度较为平缓，平面上地层能量更趋于均衡，开发效果较好。2.3 油藏含水变化

目前吴仓堡区吴420区长6油藏整体含水24.1%，属于低含水开发阶段。含水上升率为0.32%，含水上升平缓，油藏开发效果较好，目前73.6%的油井含水低于20%，31%的高含水井经过治理，含水得到明显的控制，效果明显。

2.4 油井见效情况

吴420区目前共有注水见效井312口，见效井逐年增加，见效范围逐渐夸大，平均见效周期为512天，平均单井日增液，2.1m3/ d，见效幅度达到36.7%，平均单井日增油0.9t/d，平均单井见效幅度为24.3%，开发效果好。

2.5 产量递减状况

吴仓堡区吴420区的自然递减逐年减少，从开发的30%左右降到目前的4.9%左右，并且还有逐年减少的趋势，这主要是产建区超前注水开发，注水井采用实施分层注水开发，油井开始逐步见效。

3 分区域注水开发政策评价及下步调整建议3.1 现行注水开发思想及实施政策

目前按照三厂地质开发要求，坚持以“双向调控、均衡见效、目标管理、平稳提升”为指导思想的油藏目标管理，在深化地质认识的基础上结合油水井动态特征，根据不同部位将开发划分为区域管理，分区域制定合理注水开发政策，根据不同时期、不同区域对油藏实施目标差异化管理，同时结合实际生产动态及时调整，做好科学开发。

3.2 分区域注水开发政策调整

3.2.1？中部单注单采区

中部单注单采区的储层主要是开发长612层。见水快，开发难度大吗，在油藏生产初期配注23 m3，正常生产6个月后部分井含水上升，见水井增多，为了遏制含水上升，将区域单井配注下调4m3，下调配注后加密观察，一年后含水上升趋势得到有效地控制，吴420区综合含水由23%下降到9%，但产量降低明显，自然递减大，经过进一步摸索优化单晶配注，单井配注调整为22m3，产量回升，自然递减得到控制。目前整体开发形式较好。下步建议：适当强化注水，单井配注保持28m3，注水强度1.4，注采比1.6。

3.2.2？中部分注合采区

中部分注合采区注采层为长611、长612层。初期单井配注27m3，单井注水强度为0.7，递减较大；为了遏制递减，提高开发效果，2008年开始强化注水，将注水强度调整为0.8，调整后自然递减得到缓解，地层能量得到有效地补充，但见水井增多，严重影响开发效果，2009年开始优化注水，将单井注水强度下调至0.75，实施至目前整体保持低含水稳定开发，综合递减低。下步建议：适当强化注水，单井配注保持25m3，保持注水强度0.76-0.8。

3.2.3？水平井网区

水平井网区开采层位为长612层。初期单井配注23m3，单井注水强度0.8，经过生产监控发现初期自然递减高，由于开采强度已经很大，未对注水进行调整实施12个月后自然递减减缓，产液量升高，但含水呈上升趋势，见水井增多，为遏制含水上升减少见水井，实施注水调整2009年开始弱化注水，注水强度由0.8下调为0.75，经过9个月的生产监控发现整体含水得到有效地控制但自然递减增大，为了减低自然递减，增强开发效果2010年开始强化注水，注水强度调整至0.92，效果明显实施至目前整体开发较好，含水稳定，个别井出现见效幅度扩大效果较好。下步注水建议：单井配注保持22m3，注水强度0.85，注采比1.9。3.2.4？东部单注合采区

东部单注合采区开发层位为长612，初期递减大，实施14个月后递减有所降低，为进一步降低递减2009年开始强化注水，注采比1.5，实施12个月后实现稳定开发。由于长611有采无注，能量保持水平较低，为提高水驱控制程度，2010开始恢复长611注水，注水强度控制1.2，注采比1.9，实施至目前整体保持低含水开发。下步建议：长611适当强化注水，单井平均配注保持27m3，注水强度1.4，注采比2.2。

3.2.5？东部低产区

东部低产区初期单井配注24m3，自投产出注水强度保持0.9；注水强度高，但自然递减高周围井产量低见效慢为减缓递减，为了治理这个情况2008年开始强化注水，注水强度调整从0.9调整为1.25，经过产量监控发现自然递减减小；但还是有很多问题，周围井见效程度依然低，因此2009年积蓄强化注水，经过一年的产量监控，发现部分井见效明显，实施后递减明显降低，液量提升高，实现油藏稳定开发。2010年测压显示能量保持水平低，为降低投产新井递减，步注水建议：适当强化注水，单井平均配注保持27m3，注水强度1.5，注采比2.5。

3.2.6？西部分注合采区

西部分注合采区初期单井配注25m3，单井注水强度为0.9，实施后单井自然递减低稳定开发，开发初期政策适当，通过压力测试显示地层能量恢复较快；但存在见效井少的问题，为了治理这个问题调整政策实施温和注水，增强注水强度注水强度由0.9-1.1，实施后通过产量跟踪发现开发效果稳定、稳中有升；但见效井依然减少，注水强度1.25，注采比1.35，目前整体能量恢复较好，能量保持水平较高，油井见效幅度大，下步注水建议：单井平均配注保持26m3，注水强度1.2，注采比1.4。

4 制约吴仓堡区油藏高效开发的主要矛盾4.1 注入水单层突进造成见水井增多

目前吴420区见水井共有128口，其中69口因注入水的单向突进造成的，其中裂缝性见水的有18口，孔隙性见水51口，而且2010―2012年所测78口井吸水剖面中，有27口井表现为尖峰状或指状吸水，可以得出注入水单层突进的主要原因是局部微裂缝发育和储层的非均值性。