延长油田N 区长6 差薄油层注水开发效果分析

韩帅(延长油田股份有限公司，陕西 延安 716000)

1 研究区基本概况

延长油田N 区位于陕北斜坡中部，地层倾角小于1°(千米坡降为7～10m)，内部构造简单，局部发育差异压实形成的鼻状构造，属构造-岩性油藏。

研究区储层非均质严重，平面上连续性差，厚度较薄的“土豆”状、窄条状小油砂体极为发育。开发过程中，受平面及纵向非均质影响，这类储层一般动用状况差，通过差薄油层识别和开发对策研究，对提高研究区和同类油田水驱采收率具有重要的现实意义和指导价值。

2 差薄油层的定义及识别标准

2.1 常规油层识别标准

常规油层识别标准见表1。

表1 常规油层识别标准

2.2 差油层识别标准

差油层物性上限应为常规油层的下限，研究区确定低效井的产量为压裂后初周月产量低于0.24t/d，此处将低效井油层参数最低值作为判别差油层的最小值。物性标准：5%＜φ＜8%，0.1×10-3μm2＜K＜0.2×10-3μm2；电性标准：216μm/s＜Δt＜221μm/s， 35Ω·m＜Rt＜38Ω·m。

2.3 薄油层识别标准

薄油层识别标准见表2。

表2 薄油层识别标准

对研究区500 多口井测井资料二次解释发现，研究区221口井在长6 段分布有差薄油层，据统计差薄油层总层数为439层，平均单井分布差薄油层1.98 层，纵向上差薄油层在各个小层均有分布，潜力较大。而实际射孔投入生产的差薄油层仅占8.7%，储量为3.39×104t，储量动用程度为3.6%。

3 研究区注水开发

3.1 注水开发可行性分析

(1)研究区储层填隙物以方解石、水云母、硅质为主，平均含量分别为1.84%、1.34%、1.38%，填隙物中敏感矿物含量低，有利于注水开发。

(2)储层敏感性分析表明研究区长6 储层敏感性具有弱水敏、盐敏、速敏，强酸敏的特点，有利于注水开发。

(3)研究区长6 无注水期驱油效率平均为39.58%。最终水驱油效率平均为59.31%，说明注水开发可提高最终采收率。

3.2 差薄油层注水效果分析

(1)区域效果分析

通过对比注水区域和非注水区域差薄油层井的月产油数据，注水区域平均单井月产量为7.3m3，非注水区域平均单井月产量为5.16m3。注水区域差薄油层井产油量较非注水区域差薄油层井产油量要高，说明注水对提高差薄油层井的产油量具有较明显的效果。

(2)单井效果分析

针对研究区的注水区域，对已经射孔投产的差薄油层井N1井、N2 井两口井进行分析，通过研究差薄油层井与注水井之间的连通性以及注采对应关系，分析差薄油层注水见效情况。

①N1 井

N1 井射孔井段581.0～583.0m，段长2m，薄油层井段580.63～582m，周边有N1-1、N1-2 和N1-3 三口注水井，其对应的薄油层层位为长61-2。注水受效前平均日产油量0.21m3/d，注水受效后平均日产油量0.49m3/d，见图1。

②N2 井

N2 井射孔层段分别为600.0～602.0m、658.0～661.0m，而薄油层层段为658.0～659.6m，N2-1 射孔层段为629～631.5m，N2-2 井射孔层段为625.0～627.0m，其对应的薄油层层位为长61-3。注水受效前平均日产油量0.11m3/d，注水受效后平均日产油量0.46m3/d，见图2。

3.3 地层能量评价

本区平均原始地层压力为3.47MPa。根据收集到的地层压力资料，研究区长6 储层地层压力长期维持在较低水平，地下亏空严重。通过研究区N1 井和N2 井注水前后压力变化发现，

图1 N1井注水受效情况分析

图2 N2井注水受效情况分析

注水后N1 井和N2 井地层压力恢复明显，见图3。

3.4 水驱采收率分析

在计算差薄油层注水开发水驱采收率时，依据现有的差薄油层油水相渗曲线，并考虑垂向非均质性等因素，通过以下公式计算采收率：

式中：Boi为原始原油体积系数；Bo为目前原油体积系数；Swe为含水率达到98%时，油水前沿后的平均含水饱和度；Swc为共存水饱和度；ER为最终采收率；C为校正系数；计算得出最终采收率ER=16.3%。

4 结语

(1)研究区长6 差薄油层钻遇率高，平均单井钻遇差薄油层1.98 层，纵向上差薄油层在各个小层均有分布，潜力较大。

(2)注水区域差薄油层井产油量较非注水区域差薄油层井产油量要高，注水区域平均单井月产量为7.3m3，非注水区域平均单井月产量为5.16m3，注水开发效果明显。单井N1 井和N2井差薄油层注水受效明显。

(3)研究区差薄油层水驱采收率能达到16.3%，可实行注水开发。