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[摘 要]古509区块于2007年1月投产，初期采用地层自然能量开采，自然递减快，先后于2009年4月和2010年11月转注古509和古509-24-斜22井平衡注采關系。转注之后，区块自然递减得到很好的控制，地层压力也明显上升。本文针对对古509区块注水之后油井的受效情况进行分析，研究注水受效特点，为下步调整做好参考。
[关键词]天然能量转注；受效特点
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）23-0368-01
一.区块概况及地质情况
1.古509区块构造断层特征
高西油田位于松辽盆地北部高台子构造西侧，是高台子构造向西南方向的延伸部分，为一向古龙凹陷倾没的鼻状构造。断层较发育，延伸长度一般1～5km，断距40m左右，断层面倾角50-60°。
2.古509区块储层特征
（1）储层沉积特征
高西油田葡萄花油层属三角洲内前缘亚相沉积，1～4号层纯泥岩的声波时差值大于下部5～11号层的纯泥岩值；在砂岩粒级上1～4号层多为粉砂岩沉积，而5～11号层为粉砂岩和细砂岩；从储层发育情况看，1～4号层的砂体规模和单砂层厚度均不及5～11号小层。以上特征说明该区葡萄花油层1～4号层沉积时水体较深，而5～11号层为浅水环境。
（2）砂体形态、规模及空间分布
高西油田葡萄花油层沉积处于英台沉积体系的前缘带和北部沉积体系的西南侧缘带，因此砂体普遍不发育，砂岩厚度及砂体规模较小，多为孤立的透镜状或窄条带状，可分为水下分流河道砂体和内前缘砂坝砂体两种类型。
砂体在平面上的分布特点是呈条带状，宽度一般均小于300m，垂向分布特点为中、下砂岩组（PI6～PI14）相对比较发育，以延伸长度大于1200m的水下分流河道砂体为主力油层。
（3）储集层物性特征
高西油田葡萄花油层属中孔隙度、低渗透率储层。平均有效孔隙度19.2%，平均空气渗透率74.2×10-3μm2，储层物性在垂向和平面分布上差异均较大。
（4）流体性质
地面原油密度0.8403～0.8569t/m3，平均0.8507t/m3；粘度13.1～38.9mPa·s，平均19.4mPa.s；原油含蜡量平均28.9%，含胶量平均9.8%，基本不含硫；凝固点平均为33.1℃。
（5）油藏压力、温度特征
压力梯度变化范围在0.981-1.148MPa/100m之间，平均为1.059MPa/100m。油层温度在64.0℃-72.2℃之间，平均69.0℃（-1499.6m）。
3.古509区块油水分布及油藏类型
高西油田油水分布主要受岩性控制，全区无统一的油水界面。从各区块含油情况看，断层对油气富集起了一定的作用。
高西油田葡萄花油层油水垂向和平面分布主要受岩性因素控制，同时受鼻状构造的制约，油气向鼻状构造的高部位富集，形成局部纯油井区。油藏类型为构造-岩性油藏。
二.区块无水采收期生产情况
1.井组开发历程
（1）天然开采阶段（2007年至2009年4月）：投产初期，依靠天然能量弹性开采，产量递减快，地层能量得不到补充。
（2）转注开发阶段（2009年5月至2010年11月）：2008年新增9口机采井，年产油不断上升，于2009年4月转注古509水井，保证地层能量及时补充，转注后，日产液、日产油分别上升了1.8t、1.2t。
（3）加强注水阶段（2010年12月至今）：转注古509-24-斜22水井，完善注采关系。地层压力上升到10.03MPa。
2.转注前生产状况
投产初期，依靠天然能量开采，注采关系不完善，平均日产液由5.5t下降到2.7t，平均沉没度由712m下降到312m。同井号对比地层压力，由初期10.8MPa下降到7.9MPa。注采不完善的矛盾亟待解决。
三.区块注水开发后的生产情况
1.井组开发现状
通过对高西区块精细油藏描述，在精细储层连通性分析的基础上加强了注采井网调整，自2009年以来，共转注油井2口，主要注水层位为：古509井：PI1、PI2层；古509-24-S22井：PI1-3、PI8-14层；日注水平47m3/d。
古509区块目前共有油井12口，开井11口；水井2口，开井两口。日产液44.8t，日产油29.1t，综合含水35.04%；日注水47m3；累计产油5.2×104t，累计注水2.3×104m3，区块综合递减率9.54%。
2.转注后生产状况
通过对高西区块精细油藏描述，重新确定储层连通性的基础上，在精细储层连通性分析的基础上加强了注采井网调整，自2009年以来，共转注油井2口，主要注水层位为：古509井：PI1、PI2层；古509-24-S22井：PI1-3、PI8-14层，日注水平48m3/d。
通过转注前后对比，古509井区只采不注井层由转注前的44个下降到23个，井层注采对应率由0%上升到39.5%；增加了9个主力小层，只采不注层6个，井层注采对应率62.5%，井区注采关系逐步完善，增加水驱控制储量15.8×104t。
2009年4月对古509进行转注，配注为15m3。地层能量得到了补充，测得地层压力上升到8.58MPa，平均日产液上升了1.6t，沉没度上升了245m，效果较好。
由于投产初期依靠天然能量，地层亏空严重，2010年6月地层压力再次下降。2010年11月对古509-24-斜22转注。地层压力由7.1MPa上升到目前的10.03MPa，平均日产油为稳定在目前的29.1t，递减率由初期的31.2%降低到了9.54%，大幅减小。
四.区块注水受效特点
1.古509井转注之后PI1-3层笼统注水。注入水初期沿PI1、2层推进，后期PI3层也开始吸水，但由于PI3层唯一一口连通油井为关井状态，所以是无效注水，2011年8月停住该层，效果有待观察。
2.古509-24-斜22井转注之后注入水主要沿其物性较好的PI10-12层推进。PI10-12层在以6.4m3/d.m的注水强度注水六个月后注水受效。与PI10-12层连通好的3口油井产量明显上升，同时1口处于油水边界的高含水井含水得到抑制一段时间后见水。
3.连通效果好，砂岩和有效厚度大的井见效快。分析古509-24-S22井的吸水剖面，该井主力吸水层为为PI10-PI12层，占全井吸水量的61.14%。其中与PI11层水井连通的古16-S30井砂岩厚度为5.2m，有效厚度3.8m，古509-22-S22井砂岩厚度3.6m，有效厚度3.6m，厚度最大。产液量在古509-24-S22转注六个月后明显上升。其中古509-22-22由日产油初期的5t增加到现在的6.4t，古16-S30由日产油初期的4.2t增加到现在的5.8t。
五.认识及建议
一.几点认识
1.对于天然能量不足的油藏，应该采取超前注水或者同步注水的开采方式，及时补充能量降低其自然递减率。
2.古509区块转注后地层压力明显恢复，周围连通油井产量明显上升。效果明显。但因小层砂体在平面上连续性差和注采连通情况不同，使注水受效区域存在较大差异。
3.古509井注水主要沿PI1-2号层推进，周围只有古509-22-20井见效。
4.古509-24-S22井注水效果好，注入水主要沿其物性较好的PI10-12号层推进，该层周围四口油井均见效明显。
参考文献
[1] 金海英.油气井生产动态分析.黑龙江大庆：石油工业出版社，2010-04
作者简介
刘涛，1988年生。2010年毕业于西安石油大学石油工程专业，现从事油田开发动态管理分析。
[关键词]天然能量转注；受效特点
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）23-0368-01
一.区块概况及地质情况
1.古509区块构造断层特征
高西油田位于松辽盆地北部高台子构造西侧，是高台子构造向西南方向的延伸部分，为一向古龙凹陷倾没的鼻状构造。断层较发育，延伸长度一般1～5km，断距40m左右，断层面倾角50-60°。
2.古509区块储层特征
（1）储层沉积特征
高西油田葡萄花油层属三角洲内前缘亚相沉积，1～4号层纯泥岩的声波时差值大于下部5～11号层的纯泥岩值；在砂岩粒级上1～4号层多为粉砂岩沉积，而5～11号层为粉砂岩和细砂岩；从储层发育情况看，1～4号层的砂体规模和单砂层厚度均不及5～11号小层。以上特征说明该区葡萄花油层1～4号层沉积时水体较深，而5～11号层为浅水环境。
（2）砂体形态、规模及空间分布
高西油田葡萄花油层沉积处于英台沉积体系的前缘带和北部沉积体系的西南侧缘带，因此砂体普遍不发育，砂岩厚度及砂体规模较小，多为孤立的透镜状或窄条带状，可分为水下分流河道砂体和内前缘砂坝砂体两种类型。
砂体在平面上的分布特点是呈条带状，宽度一般均小于300m，垂向分布特点为中、下砂岩组（PI6～PI14）相对比较发育，以延伸长度大于1200m的水下分流河道砂体为主力油层。
（3）储集层物性特征
高西油田葡萄花油层属中孔隙度、低渗透率储层。平均有效孔隙度19.2%，平均空气渗透率74.2×10-3μm2，储层物性在垂向和平面分布上差异均较大。
（4）流体性质
地面原油密度0.8403～0.8569t/m3，平均0.8507t/m3；粘度13.1～38.9mPa·s，平均19.4mPa.s；原油含蜡量平均28.9%，含胶量平均9.8%，基本不含硫；凝固点平均为33.1℃。
（5）油藏压力、温度特征
压力梯度变化范围在0.981-1.148MPa/100m之间，平均为1.059MPa/100m。油层温度在64.0℃-72.2℃之间，平均69.0℃（-1499.6m）。
3.古509区块油水分布及油藏类型
高西油田油水分布主要受岩性控制，全区无统一的油水界面。从各区块含油情况看，断层对油气富集起了一定的作用。
高西油田葡萄花油层油水垂向和平面分布主要受岩性因素控制，同时受鼻状构造的制约，油气向鼻状构造的高部位富集，形成局部纯油井区。油藏类型为构造-岩性油藏。
二.区块无水采收期生产情况
1.井组开发历程
（1）天然开采阶段（2007年至2009年4月）：投产初期，依靠天然能量弹性开采，产量递减快，地层能量得不到补充。
（2）转注开发阶段（2009年5月至2010年11月）：2008年新增9口机采井，年产油不断上升，于2009年4月转注古509水井，保证地层能量及时补充，转注后，日产液、日产油分别上升了1.8t、1.2t。
（3）加强注水阶段（2010年12月至今）：转注古509-24-斜22水井，完善注采关系。地层压力上升到10.03MPa。
2.转注前生产状况
投产初期，依靠天然能量开采，注采关系不完善，平均日产液由5.5t下降到2.7t，平均沉没度由712m下降到312m。同井号对比地层压力，由初期10.8MPa下降到7.9MPa。注采不完善的矛盾亟待解决。
三.区块注水开发后的生产情况
1.井组开发现状
通过对高西区块精细油藏描述，在精细储层连通性分析的基础上加强了注采井网调整，自2009年以来，共转注油井2口，主要注水层位为：古509井：PI1、PI2层；古509-24-S22井：PI1-3、PI8-14层；日注水平47m3/d。
古509区块目前共有油井12口，开井11口；水井2口，开井两口。日产液44.8t，日产油29.1t，综合含水35.04%；日注水47m3；累计产油5.2×104t，累计注水2.3×104m3，区块综合递减率9.54%。
2.转注后生产状况
通过对高西区块精细油藏描述，重新确定储层连通性的基础上，在精细储层连通性分析的基础上加强了注采井网调整，自2009年以来，共转注油井2口，主要注水层位为：古509井：PI1、PI2层；古509-24-S22井：PI1-3、PI8-14层，日注水平48m3/d。
通过转注前后对比，古509井区只采不注井层由转注前的44个下降到23个，井层注采对应率由0%上升到39.5%；增加了9个主力小层，只采不注层6个，井层注采对应率62.5%，井区注采关系逐步完善，增加水驱控制储量15.8×104t。
2009年4月对古509进行转注，配注为15m3。地层能量得到了补充，测得地层压力上升到8.58MPa，平均日产液上升了1.6t，沉没度上升了245m，效果较好。
由于投产初期依靠天然能量，地层亏空严重，2010年6月地层压力再次下降。2010年11月对古509-24-斜22转注。地层压力由7.1MPa上升到目前的10.03MPa，平均日产油为稳定在目前的29.1t，递减率由初期的31.2%降低到了9.54%，大幅减小。
四.区块注水受效特点
1.古509井转注之后PI1-3层笼统注水。注入水初期沿PI1、2层推进，后期PI3层也开始吸水，但由于PI3层唯一一口连通油井为关井状态，所以是无效注水，2011年8月停住该层，效果有待观察。
2.古509-24-斜22井转注之后注入水主要沿其物性较好的PI10-12层推进。PI10-12层在以6.4m3/d.m的注水强度注水六个月后注水受效。与PI10-12层连通好的3口油井产量明显上升，同时1口处于油水边界的高含水井含水得到抑制一段时间后见水。
3.连通效果好，砂岩和有效厚度大的井见效快。分析古509-24-S22井的吸水剖面，该井主力吸水层为为PI10-PI12层，占全井吸水量的61.14%。其中与PI11层水井连通的古16-S30井砂岩厚度为5.2m，有效厚度3.8m，古509-22-S22井砂岩厚度3.6m，有效厚度3.6m，厚度最大。产液量在古509-24-S22转注六个月后明显上升。其中古509-22-22由日产油初期的5t增加到现在的6.4t，古16-S30由日产油初期的4.2t增加到现在的5.8t。
五.认识及建议
一.几点认识
1.对于天然能量不足的油藏，应该采取超前注水或者同步注水的开采方式，及时补充能量降低其自然递减率。
2.古509区块转注后地层压力明显恢复，周围连通油井产量明显上升。效果明显。但因小层砂体在平面上连续性差和注采连通情况不同，使注水受效区域存在较大差异。
3.古509井注水主要沿PI1-2号层推进，周围只有古509-22-20井见效。
4.古509-24-S22井注水效果好，注入水主要沿其物性较好的PI10-12号层推进，该层周围四口油井均见效明显。
参考文献
[1] 金海英.油气井生产动态分析.黑龙江大庆：石油工业出版社，2010-04
作者简介
刘涛，1988年生。2010年毕业于西安石油大学石油工程专业，现从事油田开发动态管理分析。