資料內容僅供您學習參考，如有不當之處，請聯系改正或者刪除資料內容僅供您學習參考，如有不當之處，請聯系改正或者刪除/資料內容僅供您學習參考，如有不當之處，請聯系改正或者刪除注水動態分析一、開發概況1、區域概況:圖1油溝區塊地理位置油溝區塊位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中南部，地處吳起油田南部，從構造上看,長4+5油藏的砂頂起伏形成了一個大的鼻狀隆起。主軸線呈北東西南走向，長軸5000米、鼻隆高度30米左右,它對油溝長4+51油田的形成起到了決定性作用。同時在大的鼻狀隆起上又發育一些小的局部構造。該區塊長4+5油藏是三角洲前緣水下分流河道砂體與鼻狀隆起相匹配,屬于河控型湖泊三角洲前緣沉積。油區沉積受志靖三角洲影響較大，主要發育水下分流河道、分流間灣微相，河口壩不發育。其中水下分流河道沉積作為其骨架相較發育。

圖2油溝長4+5油藏沉積微相圖

圖3油溝長4+5砂頂起伏圖2、油藏特征：該區塊于2003年投入開發，主力生產層為長4+51。長4+5油藏平均埋深為1960m，原始壓力為13.3MPa,地飽壓差2MPa，屬未飽和油藏。油層平均有效厚度8.3m，長4+51砂巖孔隙度分布在12.3％～13。3%之間，平均值為12.8％，滲透率分布在0.35～1.328×10—3μm2之間,平均值為0.784×10-3μm2。原始油氣比125.3m3/t，原始驅動類型為彈性溶解氣驅動，油藏類型為巖性—構造油藏。由于長4+5油藏無邊底水存在，所以沒有明顯的油水界面。整體開發采用菱形反九點井網，探明含油面積20。2km2，探明地質儲量1236×104t，可采儲量284×104t，累計采油81.8×104t，采出程度6.6％。3、開發歷程:

圖4油溝區塊長4+5注水井網部署圖產能建設階段2003.12產能建設階段2003.12——2008.06注水開發階段2008.06至今圖5油溝區塊2003—2010年綜合開發曲線截止2010年底，油溝區塊投入生產井247口,開井210口，日產液533噸，日產油358噸，綜合含水33％；注水井34口，開井30口，平均日注水量400m3,月注采比1.4，平均地層壓力5。8MPa，年采油速度1。1％。經過多年的滾動開發,建成了年產油12×104t的能力。二、開發動態分析開發現狀表1油溝區塊開發現狀統計表油溝區塊開發現狀油井總數開井數關井數日產液日產油含水平均單井日產累產油地質儲量采油速度采出程度液油口口口tt%tt104t％%24920841548341382.61.681。81。16。6水井總數開井數關井數欠注井日注水平均單井日注水平均注水壓力累積注水地層壓力原始目前井數平均注水壓力口口口口MPam3m3MPam3MPaMPa34322813401141338369713。35.892008年6月，油溝油區投入注水開發，注水層位為C4+51，截止2011年6月底，投入注水井34口,開井32口，日注水量400余方,當前注采比1.4，累計注水383697m3，累計注采比0.61,地下虧空96517m3。受益油井123口,日產液231t，日產油187t,綜合含水19%，累計產液457078t，累計產油377125t.水驅控制面積13.2km2，水驅動用儲量816×104t，注水區域自然遞減、2、生產動態分析圖6油溝油區長4+5油藏歷年注采綜合開發曲線（1）注水狀況分析：截止2011年6月底，油溝區塊投入注水井34口，開井32口，注水井總配注量為474m3/d,實際注水量為401m3/d，欠注水量73m3/d，其中設備異常導致欠注水量為32m3/d,油藏地質原因導致欠注水量41m

圖7油溝油區投(轉)注井注水量統計圖由于投注井未經過任何增注措施，油層吸水能力較差，大部分井需要措降壓施增注，例如酸化，活性水壓裂.但是酸化效果不理想,活性水壓裂效果較好。對于轉注注水井來說，地層壓力相對較低，地下虧空較大，油層的吸水能力相對較好。從吸水剖面的資料分析，由于長4+5油藏是單層注水，該油藏整體水驅控制程度較高，水驅控制程度達91.6％，其中，投注井水驅控制程度為89。2％，轉注井水驅控制程度為92.5％。圖838—28注水井吸水剖面測試圖

圖938-126注水井吸水剖面測試圖(2）油層壓力狀況分析：該區塊長4+5油藏的原始地層壓力為13.3MPa，2007年測得的油藏平均壓力僅為4.67MPa，油層壓力保持水平僅為0。35，投入注水開發后，2010年，測得油藏平均壓力為5。89MPa,壓力保持水平上升至0。44.可見,投入注水開發后，長4+5油藏的壓力明顯回升。但由于注水開發較晚,地層虧空較大,壓力仍處于較低水平.

圖10油溝油區長4+5油層歷年壓力柱狀圖從下圖可以看出：油藏注水初期，可以適當放大注采比，給油藏一個快速補充階段。壓力出現上升趨勢之后就應該適當調整合理的注采比,確保溫和注水,以達到長遠發展。

圖11油溝油區長4+5歷年油層壓力—注采比關系圖(3）含水率升降原因分析：油溝長4+5油藏現在仍處于低含水采油階段,投入注水開發時間較短,注水后綜合含水上升3%，油井的綜合含水上升較慢；注水前油井含水上升率為0.26，注水后含水上升率上升至0。87。同時，注采比越大,綜合含水上升越快，當注采比控制在1.3-1。5的時候，油井的含水變化較緩.圖12油溝油區長4+5油藏綜合含水—月注采比關系圖圖13油溝油區長4+5油藏采油速度-綜合含水關系圖采油速度越快，油井含水上升相對也較快。油井的月采油速度不超過0.07％的時候,油井含水上升較慢。圖14油溝油區長4+5油藏產水-綜合含水關系圖油藏的月采水量一般處于1200-1300m3之間，變化幅度較小，期間由于部分高含水井重新投入生產，導致有6個月采水量在1500m3左右。為了延長低含水采油期,經論證油藏的注采比應（4）生產能力變化分析：從整體區塊上來看：油溝長4+5油藏投入注水開發后，日產液、日產油小幅上升，綜合含水基本穩定，日產液230-250t，日產油180-190t，綜合含水在18—20%之間；其中在2009年12月—2010年2月，2010年11月—2011年2月，油井的生產能力下降。其原因主要是天氣寒冷造成注水井大范圍停注及生產井管理不到位引起的。從油井產能來看,平均單井日產量小幅上升，綜合含水穩定。2008年6月，單井日產液、日產油分別為2。09t、1.73t，2010年6月，單井日產液日產油分別上升到2。18t、1.80t，綜合含水穩定.從油井自然遞減上來看,注水對降低油井遞減有明顯的效果，該油藏未投入注水開發以前，油井自然遞減為40%—20％，投入注水開發后,自然遞減降低至1.1%。圖15油溝油區長4+5油藏歷年自然遞減曲線圖隨著開發時間延長，油井的利用率有小幅下降，2008年12月，油井利用率為99%，2010年12月，油井利用率為94%，這一階段下降了5%，其原因主要是個別油井物性較差,加上地層能量虧空較大,生產能力急劇下降導致關停井.生產時效對油井生產也有很大影響。2011年4月-5月，油井的產量下降，主要原因是油井生產時效較低。2011年4月和5月的生產時效分別為為88%和89％。（5）注水井組分析：截止2011年6月底,油溝區塊投入34口注水井組,涉及受益油井123口，其中6個井組投入注水時間較短，需要進一步觀察注水效果。現就其余28個注采井組進行效果評價：

圖16油溝區塊注采井組效果評價示意圖=1\*GB3①產量上升：產量上升的井組有6個，即：38-11、38—26、38—28、38—111、38—126、38—154井組;這部分井組注水效果明顯，產量上升可歸納為以下兩方面:從地質角度上來看,多數油井處于構造的鼻狀隆起上，砂體較發育，厚度一般在10～15m，最大厚度近20m。物性相對較好.從注水管理上來分析，這些井組自投入注水平穩運行,有力地促進了注水開發.=2\*GB3②產量穩定：產量穩定的井組有13個，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井組；這些油井產量較為穩定，主要基于以下兩個方面：第一,該區塊初期采用自然能量開采時間較長，地層虧空較大，投入注水開發較晚，油藏受到注水影響較為緩慢.第二，部分注水井有短時間的間斷停注也是影響注水效果的重要因素。但其初產相對較高,從長遠來看，隨著地層虧空不斷補充，油井的產能將會有一定恢復。=3\＊GB3③產量下降：產量下降的井組有9個，即:38—4、38—37、38-106、38—118、38-140、38-163、38-179、38-213、38—222井組。這些油井注水效果較差,產量持續下降,大部分油井日產油小于1t,從地質的角度來看，這些油井大部分處于油區構造鼻狀隆起之上的局部隆起不發育區,砂體逐漸變薄，一般在9～12m,儲層物性較差，非均質性嚴重。注水后,容易出現注水舌進、指進現象.另一方面，部分注水井靠近長慶油區，地層壓力高，嚴重制約了正常注水.例如注水井38-37經過活性水壓裂增注措施后，日注水量仍遠低于方案配注量。(6）典型注水井組動態分析：=1\＊GB3①產量上升典型井組：38-126井組于2008年12月投入注水，注水層位C4+51,周圍對應受益油井6口，注采層位統一.日注水量35m3，注采比1。2,目前，該井組累計注水25623m3，累計產液61121m3，累計產油55376m圖1738-126井組注采綜合開發曲線從綜合開發曲線可以看出：該井組投入注水前，油井產量持續下降，注水5月以后，產量下降的趨勢得到遏制。注水8個月以后，產量恢復到注水前的水平.2010年5月，井組產量小幅上升。井組的綜合含水由5%上升到16%。綜合含水上升后基本保持平穩。其上升原因是井組對應受益油井38—124含水異常。2008年9月，油井38-124的產量由3.0×6%上升到7×80%，經化驗該井的氯根27352mg/L，明顯低于正常水平。可以初步判斷為注入水導致含水上升。2010年，對該井組和鄰近井組38—111做了示蹤劑監測，監測結果顯示：38—124是38—126井組含水上升的直接原因。該區塊長4+5油藏主裂縫方位為北東65-75度,38-124井正好處于注水井38-126和38—111的主裂縫連線上，下一步計劃對該油井采取堵水措施，改善井組水驅效果。從該井吸水剖面測試結果分析：注水孔段吸水能力良好，射孔厚度為4m，有效吸水厚度為4m,均為有效注水。圖1838-126吸水剖面解釋圖=2\*GB3②產量穩定典型井組：38-174井組于2008年12月投入注水，注水層位C4+51,周圍對應受益油井6口，注采層位統一。日注水量18m3,注采比1.5。目前，該井組累計注水17258m3，累計采液33461m3，累計采油30691m從下圖看，該井組投入注水之前,油井產量持續下降，投入注水半年之后，井組產量穩定，綜合含水小幅上升,油井仍處于低含水采油階段。

圖1938—174注采井組綜合開發曲線由于冬季寒冷，注水井口凍結停注，對井組產量有一定的影響。從該井的測得吸水剖面結果可以看出油層吸水較為均勻，水驅控制程度較高。

圖2038-174注水井吸水剖面解釋圖=3\*GB3③產量下降典型井組:38—163井組于2008年6月投入注水，注水層位C4+51，周圍對應受益油井6口,注采層位統一。日注水量25m3，注采比1.5。目前，該井組累計注水24826m3，累計采液40445m3，累計采油33237m3,累計注采比0。5從開發曲線看出,該井組投入注水之后,雖然下降的幅度有所減緩，但井組的產量還是持續下降，與2007年10月份相比，日產液、日產油分別下降31％、39%。綜合含水由5％上升到9%。可見，注水后,井組下降的勢頭沒有得到有效遏制。該井組產量下降，其中一個原因就是油井物性較差，長4+5油層平均孔隙度僅為11.63％，低于區塊平均孔隙度為12。8%,該井組位于西部分流河道內，砂體不發育,油井平均砂體厚度為9.5m。油井自然產能開發時間長達3年之久，地層能量長期得不到補充，地下虧空較大也是該井組注水效果不理想的一個主要原因.

圖2238—163注水井吸水剖面解釋圖從該井吸水剖面測試結果來看，射孔厚度為8m,有效吸水厚度僅為6.4m，吸水能力較差，對井組注水效果有一定的影響.3、油藏動態分析（1)油藏地質特點再認識該油區截止2006年7月，已鉆井170多口.主要目的層為延長組長4+51油層，該層具有連片性好，油層分布范圍廣、產量較穩定等特點，控制面積達14。8km2；侏羅系富縣組、侏羅系延安組的延10、延9油層，僅在油田南部分布,而且油藏控制因素復雜；長2、長3油層呈零星分布；長6、長7、長8以及長9油層,評價程度較低，從區域上看都有進一步勘探的潛力。在之后幾年的滾動開發中，油區北部發現小片長7油層組，西南部發現延安組延9延10、延長組長2長9等油層,但均呈零星分布，不具備注水開發條件。（2）層系、井網、注水方式適應性分析該油區含油層系較多，有延安組的延9、延10，富縣組，延長組的長2、長3長4+5、長6、長7、長8、長9等油層。目前僅長4+51油層連片性較好,分布范圍較大，也是該區域主要的注水開發層系。考慮人工壓裂裂縫及可能存在的天然裂縫，本區裂縫方向為北東65度~75度,固提出菱形反九點面積注水方式。讓菱形的長對角線與裂縫方向一致，拉長裂縫線上的注采井距，縮短裂縫線兩側的注采排距。這種井網有利于建立有效的壓力驅替系統，從而延緩裂縫線上采油井的見水周期,加快裂縫線兩側采油井的見效速度，達到改善整個油藏水驅效果的目的.同時菱形反九點注采井網的調整具有較大的靈活性，開發后期根據注入水竄方向，及時進行調整.油溝油田現有井網基本成排成列分布,可形成不規則的菱形反九點注采井網，基本能達到菱形反九點井網的水驅開發效果.該區所有注水井均采取單層單孔段油管正注方式注水，自2008年6月投入注水開發至今，受益油井整體產量穩步上升，綜合含水平穩，地層壓力從注水初期的4。1MPa恢復至目前的5。9MPa.該區產量平穩及上升的井組有19個，占正常注水井組29的65。5％。油層水驅控制程度較高，平均值為91.6%。綜上所述，該油區目前注水方式及工藝較為合理。（3）油田穩產趨勢分析

圖23油溝油區歷年累計產油-累計產水曲線圖從油溝油區2004年至2010年產油—產水曲線可以看出：油區自投入開發以來,綜合含水較為平穩，自2008年6月投入注水開發以后，2010年產量較2009年產量略有增長。反映出油區目前整體開發效果較好。4、開發效果評價油溝區塊年度產量完成率為100%，水驅儲量動用程度66%，預測采收率為22%，地層壓力由注水初期的4.1MPa上升到目前的5。89MPa，綜合遞減8.4%，自然遞減12。0%，動態監測完成率為68%，達到配注量的26井口，配注合格率為76％。根據低滲油藏開發水平評價標準（表1）可以看出，油溝區長4+5油藏開發水平介于一級和二級水平之間。表2低滲油藏開發水平評價表序號項目分類標準油溝區開發參數一級二級三級1年度產量完成率＞100%100%＜100%100％2水驅儲量動用程度＞50％50—40％＜40%663采收率＞32%32—25％＜25%22%4地層壓力上升穩定下降上升5含水上升率低于理論值接近理論值大于理論值低于理論值6綜合遞減＜55-7＞78.47自然遞減＜18%18-23％＞23％128動態監測完成率＞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、目前開發中存在的主要問題、潛力分析及對策研究1、注采系統及井網問題該油區目前適宜注水開發的區域注采井網已經完善，采取不規則菱形反九點井網達到了面積注水。油區南部4.7平方公里含油層系較多，但都呈零星分布，無法形成有效的注采井組，已形成了井距在220～350米左右的開發井網.該區域注水開發雖然相對滯后，但在投入注水開發以后能夠快速補充地層能量，使目前地層壓力保持在較高水平。2、含水上升及水淹情況該區域侏羅系延安組油藏有底水存在，三疊系長4+51油層無邊底水,故注水開發中不存在底水錐進現象，由于注水井及生產井開發初期都經過了人工改造，可能出現裂縫性水淹,目前此類水淹井只有1口，討論決定通過對油井堵水、水井調剖進行綜合治理。含水率90％以上的生產井6口，其中5口為注水受益井。3、注入水水質及地層壓力等問題目前該區注水壓力較高（13MPa)，已接近油層原始壓力13.3MPa,個別注水井還存在達不到配注量的問題。注入水來源于洛河層，經過二級過濾后基本可以達到注入水水質標準的要求.目前油區注水時間較短,暫未出現套損套漏等問題，借鑒大慶油田注水井套損情況，建議增加注水井解堵增注費用，以減少注水后期套損套漏等帶來的問題。4、資料錄取問題油水井資料錄取過程中存在問題較多,首先是油井計量問題,由于