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摘 要：该文从井网适应性、生产动态、地层能量、油水井连通情况等方面对石宅河区块注水开发动态进行了分析，并对剩余油分布进行了描述。认为现用井网不完善，存在难以控制的死油区、边角区；注水后，区块产量递减减缓、含水率波动较大，总体上有上升的趋势；对注水井井口压力、油井静压等数据分析。
关键词：注水 动态分析 剩余油分布 分析研究
中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）12（b）-0181-02
认为注水开发使地层压力升高，地层能量得到补充；转注井早期压裂，在油水井间存在裂缝形成的优势渗流通道。建议限制注水井压力，防止裂缝延伸，发生水淹；通过示踪剂技术、干扰试井方法等方法，分析明确油水井对应关系，以便决策、调整注入水的流动方向；针对油层内未动用、难动用的剩余油，采取打新井、改善水驱、不稳定注水、调剖堵水等措施启动，达到提高采收率。
油田注水采油属于油田二次采油。通过注水可以驱动原油向采油井方向流动，提高采油效果；另一方面注水可以保持地层压力，一定程度避免因地层压力下降而导致地下原油大量脱气，粘度增加，油井产量减少。对注水开发进行分析是油田开发中一项重要的工作。通过对该注水开发动态分析可以评价注水效果，确定注采对应关系，为控制剩余油及开发中出现的问题提供解决依据等。
1 区块现状
石宅河注水区块于2011年底开始注水，水驱理论控制面积2.415 km2，动用地质储量57.54×104 t，主要采用正方形反九点法面积井网。现有注水井17口（均为转注井），理论受益井66口，井位分布（如图1），原始地层压力为5 MPa。区块渗透率为1.24×10-3?m2，孔隙度为11.2%，油饱和度较高，平均50%以上。
该区块主力开发油层为长6-1亚油层组，原油主要是从西南部生油层运移而来，形成储油层，并且油层和水层交互发育，开发中含水较高。
2 注水开发现状
注水区开发初期含水率在70%～80%，经过近4年开采至2011年12月（开始注水前）的平均含水率达到77.5%。累积产油3.76×104 t，累积产液19.40×104 m3，累积注水12.22×104 m3，注采比0.630∶1。2015年7月注水区油井开井65口，水井开井17口，月产油量364.6 t，月产水1 741 m3，含水率80.24%，月注水量2 751.6 m3，月注采比1.27∶1。区块最近1年产液量基本稳定，产油量波动较大，总体呈递减的趋势；含水率波动较大，总体呈上升趋势。
3 注水开发动态分析
3.1 井网分析
经过论证区块注水主要采用正方形反九点法面积井网。井网中存在不完善的地方：井网部分部位缺失井，导致平面上小片面积油藏很难被临近井控制；注水井排存在错位现象。
3.2 生产数据分析
（1）注采比，注采比（注入水量与采出液体量的比值）能够反映液体注入量与液体产出量的关系，注采比值为1说明注入水量与采出液体量相等。月注采比能够反映当月液体注入量与液体产出量的关系；累计注采比能够反映累计液体注入量与液体产出量的关系，反映地层液体总的补充情况。该区块累计注采比值为0.63，地层亏空较大。月注采比值达到1.27（如图2），对地层的亏空达到补充效果。（2）含水率，含水率能够反映井底及其周围油水的分布，油井含水率上升说明地层水向油井流入比率增大，可能由于注入水流至油井、底水锥进、水层漏水、泵挂加深等情况引起，需要分析确定。该区块开发过程中含水率波动较大，最高值86%，最低值67%，7月为80.24%，开始注水后含水率有上升趋势（如图2）。（3）产量，油井产量动态直接反映开发效果的好坏，而注水开发可以让油井产量递减减缓、保持稳定或者达到增加的效果。该开发区块单井平均月产液量由最高200 m3下降到目前的30 m3左右，开始注水后产液量下降趋势减缓，最近几个月保持稳定。
3.3 地层能量分析
地层能量主要体现在地层压力上。一定的地层，地层压力越大能量越高。地层有足够的压力流体才能够从地层流向井底。区块原始地层压力5 MPa，经过近5年的开发，2012 年平均地层压力0.6 MPa。注水开发后，2014年8口测压井平均压力1.129 MPa，普遍高于2012年平均地层压力，可以看出注水对地层能量达到了补充效果。
注水压力上升，对地层能量进行补充，为流体流动提供动力，但当地层压力上升较大会引起储层物性变化，且当地层压力超过地层裂缝开启压力，裂缝延伸，油水井容易被裂缝联通，发生暴性水淹，因此，需要限制注水井压力防止裂缝延伸。
3.4 油水井连通性分析
通过测井曲线及测井曲线解释结果对比，判断区块开发层位为同一亚油层组，长6-1层，因此长6-1层是连通油水井的主要层位，且绘制了多个井组油水井栅状图。（如图3）
油水井栅状图可以方便地反映地层（油层）在井与井之间厚度变化情况，反映井钻遇层位情况，从而推断出油层在井网控制平面上的走向、展布情况，为明确井间连通情况、油层厚度提供依据。
3.5 剩余油分布特征
区块剩余油在平面、纵向上分布面分布特征，该区未动用、难动用的剩余油在平面上主要分布在现有井网未控制的边角区，注采井网不完善的地区，非主流线的滞留区，构造局部高点位置。纵向分布特征该区剩余油在纵向上主要分布在油层顶部区域，油层内相对低渗水洗较弱的部位。
4 结语
通过对生产动态、地层能量分析，区块注水开发后地层压力升高，产液产油量递减减缓。建议限制注水井压力，使其不超过地层压裂工作压力，防止裂缝延伸，发生水窜、油井暴性水淹。建议通过示踪剂技术[1]、脉冲试井方法、干扰试井方法、利用速率关联度法[2]等方法，分析油水井对应关系、注入水分布。针对油层内未动用、难动用的剩余油，采取打新井、补孔改层、改善水驱、增注、不稳定注水、调剖堵水、化学驱、气驱、深部调剖等措施启动，达到提高采收率。
参考文献
[1]乔守武，王锴，宋志强，等.油田注水开发动态分析[J].内蒙古石油化工，2007（6）：136-138.
[2]魏云，郭云辉.油气藏井间连通性研究方法[J].辽宁化工，2012（9）：960-962.
[3]赵忠义.油田注水开发动态分析[J].内蒙古石油化工，2012（10）：28-29.
[4]王敬瑶，马德胜，李军，等.低渗透油藏超前注水开发井网适应性分析[J].西南石油大学学报：自然科学版，2011（2）：16，125-128.
关键词：注水 动态分析 剩余油分布 分析研究
中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）12（b）-0181-02
认为注水开发使地层压力升高，地层能量得到补充；转注井早期压裂，在油水井间存在裂缝形成的优势渗流通道。建议限制注水井压力，防止裂缝延伸，发生水淹；通过示踪剂技术、干扰试井方法等方法，分析明确油水井对应关系，以便决策、调整注入水的流动方向；针对油层内未动用、难动用的剩余油，采取打新井、改善水驱、不稳定注水、调剖堵水等措施启动，达到提高采收率。
油田注水采油属于油田二次采油。通过注水可以驱动原油向采油井方向流动，提高采油效果；另一方面注水可以保持地层压力，一定程度避免因地层压力下降而导致地下原油大量脱气，粘度增加，油井产量减少。对注水开发进行分析是油田开发中一项重要的工作。通过对该注水开发动态分析可以评价注水效果，确定注采对应关系，为控制剩余油及开发中出现的问题提供解决依据等。
1 区块现状
石宅河注水区块于2011年底开始注水，水驱理论控制面积2.415 km2，动用地质储量57.54×104 t，主要采用正方形反九点法面积井网。现有注水井17口（均为转注井），理论受益井66口，井位分布（如图1），原始地层压力为5 MPa。区块渗透率为1.24×10-3?m2，孔隙度为11.2%，油饱和度较高，平均50%以上。
该区块主力开发油层为长6-1亚油层组，原油主要是从西南部生油层运移而来，形成储油层，并且油层和水层交互发育，开发中含水较高。
2 注水开发现状
注水区开发初期含水率在70%～80%，经过近4年开采至2011年12月（开始注水前）的平均含水率达到77.5%。累积产油3.76×104 t，累积产液19.40×104 m3，累积注水12.22×104 m3，注采比0.630∶1。2015年7月注水区油井开井65口，水井开井17口，月产油量364.6 t，月产水1 741 m3，含水率80.24%，月注水量2 751.6 m3，月注采比1.27∶1。区块最近1年产液量基本稳定，产油量波动较大，总体呈递减的趋势；含水率波动较大，总体呈上升趋势。
3 注水开发动态分析
3.1 井网分析
经过论证区块注水主要采用正方形反九点法面积井网。井网中存在不完善的地方：井网部分部位缺失井，导致平面上小片面积油藏很难被临近井控制；注水井排存在错位现象。
3.2 生产数据分析
（1）注采比，注采比（注入水量与采出液体量的比值）能够反映液体注入量与液体产出量的关系，注采比值为1说明注入水量与采出液体量相等。月注采比能够反映当月液体注入量与液体产出量的关系；累计注采比能够反映累计液体注入量与液体产出量的关系，反映地层液体总的补充情况。该区块累计注采比值为0.63，地层亏空较大。月注采比值达到1.27（如图2），对地层的亏空达到补充效果。（2）含水率，含水率能够反映井底及其周围油水的分布，油井含水率上升说明地层水向油井流入比率增大，可能由于注入水流至油井、底水锥进、水层漏水、泵挂加深等情况引起，需要分析确定。该区块开发过程中含水率波动较大，最高值86%，最低值67%，7月为80.24%，开始注水后含水率有上升趋势（如图2）。（3）产量，油井产量动态直接反映开发效果的好坏，而注水开发可以让油井产量递减减缓、保持稳定或者达到增加的效果。该开发区块单井平均月产液量由最高200 m3下降到目前的30 m3左右，开始注水后产液量下降趋势减缓，最近几个月保持稳定。
3.3 地层能量分析
地层能量主要体现在地层压力上。一定的地层，地层压力越大能量越高。地层有足够的压力流体才能够从地层流向井底。区块原始地层压力5 MPa，经过近5年的开发，2012 年平均地层压力0.6 MPa。注水开发后，2014年8口测压井平均压力1.129 MPa，普遍高于2012年平均地层压力，可以看出注水对地层能量达到了补充效果。
注水压力上升，对地层能量进行补充，为流体流动提供动力，但当地层压力上升较大会引起储层物性变化，且当地层压力超过地层裂缝开启压力，裂缝延伸，油水井容易被裂缝联通，发生暴性水淹，因此，需要限制注水井压力防止裂缝延伸。
3.4 油水井连通性分析
通过测井曲线及测井曲线解释结果对比，判断区块开发层位为同一亚油层组，长6-1层，因此长6-1层是连通油水井的主要层位，且绘制了多个井组油水井栅状图。（如图3）
油水井栅状图可以方便地反映地层（油层）在井与井之间厚度变化情况，反映井钻遇层位情况，从而推断出油层在井网控制平面上的走向、展布情况，为明确井间连通情况、油层厚度提供依据。
3.5 剩余油分布特征
区块剩余油在平面、纵向上分布面分布特征，该区未动用、难动用的剩余油在平面上主要分布在现有井网未控制的边角区，注采井网不完善的地区，非主流线的滞留区，构造局部高点位置。纵向分布特征该区剩余油在纵向上主要分布在油层顶部区域，油层内相对低渗水洗较弱的部位。
4 结语
通过对生产动态、地层能量分析，区块注水开发后地层压力升高，产液产油量递减减缓。建议限制注水井压力，使其不超过地层压裂工作压力，防止裂缝延伸，发生水窜、油井暴性水淹。建议通过示踪剂技术[1]、脉冲试井方法、干扰试井方法、利用速率关联度法[2]等方法，分析油水井对应关系、注入水分布。针对油层内未动用、难动用的剩余油，采取打新井、补孔改层、改善水驱、增注、不稳定注水、调剖堵水、化学驱、气驱、深部调剖等措施启动，达到提高采收率。
参考文献
[1]乔守武，王锴，宋志强，等.油田注水开发动态分析[J].内蒙古石油化工，2007（6）：136-138.
[2]魏云，郭云辉.油气藏井间连通性研究方法[J].辽宁化工，2012（9）：960-962.
[3]赵忠义.油田注水开发动态分析[J].内蒙古石油化工，2012（10）：28-29.
[4]王敬瑶，马德胜，李军，等.低渗透油藏超前注水开发井网适应性分析[J].西南石油大学学报：自然科学版，2011（2）：16，125-128.