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低渗透采油区注水开发项目注采有效性评价研究

　　本文是一篇专业的社科论文，主要是对低渗透采油区注水开发项目注采有效性评价研究进行相关的介绍，详情请看下面的介绍。

　　延长油田股份有限公司七里村采油厂，是中国石油工业的发祥地，文明遐迩的中国陆上第一口油井就诞生在这里。该厂位于延长县城西3.5公里处，其前身是创建于1905年的延长石油厂。经过几代石油人的艰苦创业，历经百年的曲折发展，目前已形成集勘探、开发为一体的综合型石油生产单位。

　　全厂现有职工1428名，下设9个生产单位、7个后勤服务单位、19个职能部门。目前已累计探明储量面积245平方公里，地质储量1.25亿吨。截止2005年底，拥有固定资产14.43亿元。现有生产井3600余口，各类生产设备3778台（套）。至2006年，累计生产原油333.6万吨，年原油生产能力30万吨。

　　一、问题的提出

　　延长油田位于陕西省延长县西部七里村、黑家堡、郭旗、郑庄等四个乡镇境内，东起七里村，西到槐树圪崂（县界），北起黑家堡，南抵扬寺坡，勘探开发面积约400km2。北部与甘谷驿油田相邻，西部为姚店油田和川口油田。区内地形起伏不平，为沟、梁、峁并存的黄土塬地貌，地面海拔840～1200m，相对高差200m左右。

　　延长油田的历史源远流长，据记载，早在东汉时期延长地区就有人利用地表油苗，“石油”一词就来源于宋代沈括对此处油苗的描述。其前身“延长石油官厂”创建于1905年，是我国陆上开发最早的油田之一。1907年5月，中国大陆第一口油井— “延1井”在延长县城外开钻，完井后日产原油达1.5吨。成为延长油田乃至陕北浅油层勘探开发的开端。

　　“七五”以来，延长油田的勘探和开发工作都有了长足的进步，特别是“九五”以来，探明储量及原油产能迅速增长。1988年完成了郭旗区滚动勘探，1999年完成了郑庄区滚动勘探，2001年完成了郭旗西区滚动勘探，使油田面积迅速扩大，储量大幅增长，同时生产规模不断扩大。1992年，年产原油突破十万吨大关。2001年产原油17.8万吨，累计产油188.8万吨。区内分别在七里村、郭旗、郑庄、郭旗西区等区块进行了储量计算，累计探明含油面积174.5km2，地质储量9307×104t。

　　本项目研究的目标区块是七里村采油厂较早开发的瓦村油区。该油区目前的开采现状及存在的主要问题如下。

　　开采现状：瓦村油区面积1.65KM2，分东北部和西南部两个区块，储量丰度57.9万吨/KM2，储量95.535万吨，标定采收率10.1％。油藏原始含油饱和度52.75%，自然能量开采下，油区现有油井68口，根据目前收集到63口井数据，区块采出程度达到11.7%。油井全部为裸眼完井，两区块分别自83年和90年投入开发至今，先后进行过多次压裂，平均单井压裂达7井次，最多压裂次数达15次。当前该油区的平均单井采油量只有2吨/月左右，单井采油量大多数小于100公斤/天，较低的产量已经严重影响到了油区的有效开发。

　　存在及需要解决的问题：目前该油区已进入一次开发末期，开发效果很差，产油量太低，单井采油量大多数小于100公斤/天，地层亏空严重，能量严重不足，严重制约了油区的发展。针对目前存在的主要问题，调研了目前国内外油田提高采收率常用方法，结合瓦村采油区地质、油藏及目前开发情况，拟通过对油区东北部进行污水回注，西南部进行打加密井（检查井）来提高整个油区的采收率。

　　二、国内外关于注水开发的有效性理论方法研究现状

　　我国在50年代着手对注水开发油田进行研究，取得了不少指导性结论，提出了许多经验性公式来预测注水油田可采储量。在70年代中期到80年代初，提出利用多种驱替特征曲线来预测注水油田的水驱可采储量，其中，应用最广泛的是甲型曲线，这种利用多种驱替特征曲线来预测注水油田的水驱可采储量中，以甲型曲线和新丙型曲线精度较高。从80年代中期开始，人们发现使用驱替特征曲线来预测注水油田的水驱可采储量，仅考虑了采出量（油、水）之间的关系，评价油田水驱开发效果受到一定的限制。同时，油田进入中、高含水期以后，随着注水量的不断增加，注水成本也将不断增加。注水指标作为衡量开发效果的一个方面，其重要性越来越被人们所认识，并提出了许多新的预测开发指标方法。其中，关于注水开发效果的评价，目前现场常从注采比的合理性、井网的水驱控制程度、注入水利用率、地层压力维持程度等方面分析认识。虽然国内外有不少油藏专家在注水开发油田的水驱开发效果评价方面进行过许多研究工作，也取得了较好的成果。但是，他们几乎始终停留在单指标评价注水开发油田的水驱开发效果上，只能从单方面说明油藏的水驱开发效果。在注水开发油田改善水驱开发效果评价方面，国内外几乎没有专门的成果报道。

　　三、关于注采有效性判断指标

　　与传统方法相比，建立有效性判断公式有两点不同：一是，渗透率的选取上，低渗透油藏存在非线性渗流规律，各点的驱动压力梯度不同，各点的有效渗透率也就不相同，传统方法主要针对中高渗透储层，各点有效渗透率相同。二是，传统方法只是针对直井井网，而低渗透储层尤其是特低渗透储层，由于渗流能力弱，一般都需要压裂然后进行开发，传统方法的使用性受到了很大的限制；有学者把压裂后的采油井等效为井筒半径扩大了的直井，认为地层中主要还是存在径向渗流，径向渗流对井网提供主要的流量，实际上，小井距大压裂后，地层中径向流区域缩小，传统方法使用条件不能很好的满足，而我们把压裂后的流动分成三部分，更符合实际情况。因此建立起来的低渗透储层有效压力系统评价方法尤其是压裂五点井网评价指标能更好的评价实际油田的压力系统。

　　若驱动压力系统无效，需要对注采井网系统和压力系统进行调整改造，国内外对低渗透油藏改造的方法主要有：压裂、加密、优化注采压力系统、强注强采、水平井技术、注气混相等，具体采用哪种方法要根据油藏地质特征和开发历史确定，首先应该分析油藏有效压力系统的影响因素。

　　压裂井网的有效压力系统的影响因素主要有储层非线性渗流能力、原油性质（地下粘度）、储层厚度、注采压差、井网井距、压裂规模、设计产能等。其中前三者为地层特性参数，一般不可改变，后四者为人为参数，也是我们建立压力系统的出发点。通过对设计产能、注采压差、井网井距和压裂规模的优化配置，使整个压力系统评价指标大于1，从而建立有效的驱动压力系统。

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