史106低渗油藏注水开发研究

【摘要】本文针对低渗油藏如何提高采收率进行分析研究，对史106低渗区块转入注水开发的必要性进行分析，对注水开发的可行性进行研究，并根据油藏具体情况设计注水开发方案。

【关键词】低渗油藏 封闭式物质平衡方程式 注水开发

1 概况

史106区块油藏埋深3450-3550m，主力含油层系为沙三中1，平均孔隙度为18.6%，平均空气渗透率为11.1×10-3μm2，原始地层压力44.39MPa，压力系数1.33，为一埋藏深、高压、低渗透、稀油、岩性油藏。

区内及周边探井4口，开发准备井2口，取芯井2口，试油井2口，试采井3口。平均单井钻遇油层8.1m，油水同层3.1m。

2011年在该区部署滚动评价井2口：史106-1、史106-2，其中史106-1钻遇沙三段储层5.9m/1层，压裂投产后日液7t/d，日油5.3t/ d，峰值日液9t/d，日油8.2t/d；史106-2钻遇沙三段储层9.6m/3层，压裂投产后日液115t/ d，日油21.9t/d，峰值日液44t/d，日油37t/d。2 注水开发的必要性和可行性研究

2.1 注水开发的必要性

2.1.1？天然能量弱，弹性采收率低

方案区各个砂体都以岩性尖灭为主，基本无边底水能量支持，天然能量较差，地层压力下降快，弹性产率低。砂体原始地层压力平均为45.7MPa，目前地层压力30.6MPa，累积产油0.8036×104t，计算弹性产率532t/MPa。

2.1.2？油井初期产能较高，但递减较大

统计区块8口井的初期和目前的生产资料，初期平均单井日产12.3t/d，目前平均单井日产水平3.6t/d，平均单井产量下降8.7t/ d，油井投产后仅依靠弹性能量开采，产量递减大，半年的时间油井单井产能递减率为65.8%。

2.1.3？注水开发有利于提高油藏采收率

史106区块沙三中油藏为低渗透岩性油藏，根据封闭式物质平衡方程式计算弹性采收率

η=（Boi/Bob）CeP （式1）式中：

η――弹性采收率，%；

Boi――原始地层压力下原油体积系数，小数；

Bob――饱和压力下原油体积系数，小数Ce--综合压缩系数；

P――地饱压差，MPa。计算弹性采收率为2.1%。

根据低渗油藏多元回归经验公式

ER=0.09129+0.08892Lg（ko/μo）

+0.1866q+0.00281f （式2）

其中渗透率选用11.1×10-3μm2，地层原油粘度μo为2.0mPa.s，孔隙度q选用18.6%，井网密度f选用8.5well/km2。

计算水驱采收率为19.2%，注水开发较弹性开采可以提高采收率17.1%。2.2 注水开发的可行性

（1）从敏感性试验曲线上看，本区储层具有弱酸敏、非碱敏、非-弱盐敏、弱-中水敏、非速敏的特性，有利于注水开发。

（2）方案区构造整体表现为一单斜带，构造简单，且主力储层连片分布，史106区块共发育3个主力砂体，分别为沙三中11、沙三中14、沙三中16，具有一定面积规模，其中沙三中14砂体分布面积和厚度均其余两个层大，砂体平均有效厚度为4.2m。

砂体内部无断层，平面上连通性较好，沙三中11、沙三中14、沙三中16砂体静态连通率均为100%，有利于形成注采井网。

（3）随着低渗透油藏的不断投入开发，与之配套的采油注水工艺也日渐成熟。注水井的解堵技术、井口增压技术等保证了注水井的注入量基本能够满足注水需求，为区块的注水开发提供了重要保障。

3 注水开发方案设计

3.1 确定开发层系

本区沙三中油藏纵向上主力含油砂体相对集中，平面叠加连片，同时单层厚度薄，储量丰度低，不具备细分条件，因此确定采取一套层系开发。3.2 确定开发井网

史106地区井网形式为：井距600m，排距200m的菱形反九点井网，油井压裂半缝200m，水井压裂半缝100m。考虑储层厚度及物性变化，在砂体厚度6-8m线范围内，拉大井距，缩小排距，边部水井压裂规模150m。

3.3 确定单井产能

方案油井产能按每米采油指数0.078t/ d.Mpa.m，生产压差保持在12MPa，油层参与生产的有效厚度为8.5m，利用产能公式计算史106区块前三年平均单井产能为8.0t/d。

3.4 方案设计

部署油井16口（利用老井2口），水井7口（利用老井转注1口）（如图1）。

方案实施第4年逐步转入5点井网强化注水，实施转注5口。区块油井11口，水井12口（如图2）。附图2？史106建产方案最终注采井网图3.5 目标预测

预计工作量全部实施后，新增水驱储量145×104t。水驱储量控制程度提高到89%。4 结论及认识

史106方案区新井通过大型压裂投产，初期获较高产能，平均单井日油12.3t/d，但产能下降快，目前平均单井产能仅3.6t/d，分析产能低的主要原因是：该区弱边水，弹性能量开采，地层快速下降。如史106-1井2011年2月新投时测地层压力为33.62Mpa，2012年4月转注时测地层压力仅17.51 Mpa，由于地层压力快速下降，导致油井单井产液量低，平均单井日液仅4.5t/d。因此得出几点认识：

（1）方案水井在沙三中11、14、16层叠合厚度6m线内布井，尽可能的提高水驱储量的动用程度。

（2）方案部署井排方向为北东78.5°，新井压裂后监测结果为50-70°，平均63.5°，井网还按原井排方向。

（3）根据新井钻遇、投产情况及地面工程进度，尽早注水补充能量。

参考文献

[1] 陈涛平，胡靖邦，主编. 石油工程.石油工业出版社，2000

[2] 吴柏志.低渗透油藏高效开发理论与应用.石油工业出版社，2009