《注水动态分析》word版

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1、注水动态分析一、开发概况1、区域概况：图1油沟区块地理位置油沟区块位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中南部，地处吴起油田南部，从构造上看，长4+5油藏的砂顶起伏形成了一个大的鼻状隆起。主轴线呈北东西南走向，长轴5000米、鼻隆高度30米左右，它对油沟长4+51油田的形成起到了决定性作用。同时在大的鼻状隆起上又发育一些小的局部构造。该区块长4+5油藏是三角洲前缘水下分流河道砂体与鼻状隆起相匹配，属于河控型湖泊三角洲前缘沉积。油区沉积受志靖三角洲20影响较大，主要发育水下分流河道、分流间湾微相，河口坝不发育。其中水下分流河道沉积作为其骨架相较发育

2、。图2油沟长4+5油藏沉积微相图图3油沟长4+5砂顶起伏图202、油藏特征：该区块于2003年投入开发，主力生产层为长4+51。长4+5油藏平均埋深为1960m，原始压力为13.3MPa，地饱压差2MPa，属未饱和油藏。油层平均有效厚度8.3m，长4+51砂岩孔隙度分布在12.3%～13.3%之间，平均值为12.8%，渗透率分布在0.35～1.328×10-3μm2之间,平均值为0.784×10-3μm2。原始油气比125.3m³/t，原始驱动类型为弹性溶解气驱动，油藏类型为岩性-构造油藏。由于长4+5油藏无边底水存在，所以没有明显

3、的油水界面。整体开发采用菱形反九点井网，探明含油面积20.2km2，探明地质储量1236×104t，可采储量284×104t，累计采油81.8×104t，采出程度6.6%。3、开发历程：图4油沟区块长4+5注水井网部署图20产能建设阶段2003.12——2008.06注水开发阶段2008.06至今图5油沟区块2003-2010年综合开发曲线截止2010年底，油沟区块投入生产井247口，开井210口，日产液533吨，日产油358吨，综合含水33%；注水井34口，开井30口，平均日注水量400m³，月注采比1.4，平均地层压力5.8MP

4、a，年采油速度1.1%。经过多年的滚动开发，建成了年产油12×104t的能力。二、开发动态分析1．开发现状表1油沟区块开发现状统计表油沟区块开发现状油井总数开井数关井数日产液日产油含水平均单井日产累产油地质储量采油速度采出程度液油口口口tt%tt104t%%24920841548341382.61.681.81.16.6水井总数开井数关井数欠注井日注水平均单井日注水平均注水压力累积注水地层压力原始目前井数平均注水压力口口口口MPam³m³MPam³MPaMPa34322813401141338369713.35.89202008年6

5、月，油沟油区投入注水开发，注水层位为C4+51,截止2011年6月底，投入注水井34口，开井32口，日注水量400余方，当前注采比1.4，累计注水383697m³，累计注采比0.61，地下亏空96517m³。受益油井123口，日产液231t，日产油187t，综合含水19%，累计产液457078t，累计产油377125t。水驱控制面积13.2km2，水驱动用储量816×104t，注水区域自然递减、综合递减分别为4.3%和4.1%。2、生产动态分析图6油沟油区长4+5油藏历年注采综合开发曲线(1)注水状况分析：截止2011年6月底，油沟

6、区块投入注水井34口，开井32口，注水井总配注量为474m³/d，实际注水量为401m³/d，欠注水量73m³/d，其中设备异常导致欠注水量为32m³/d，油藏地质原因导致欠注水量41m³/d。投注井注水量达标率仅为70%，远远小于转注井注水量达标率的83%。如下图所示：20图7油沟油区投（转）注井注水量统计图由于投注井未经过任何增注措施，油层吸水能力较差，大部分井需要措降压施增注，例如酸化，活性水压裂。但是酸化效果不理想，活性水压裂效果较好。对于转注注水井来说，地层压力相对较低，地下亏空较大，油层的吸水能力相对较好。从吸水剖面的资

7、料分析，由于长4+5油藏是单层注水，该油藏整体水驱控制程度较高，水驱控制程度达91.6%，其中，投注井水驱控制程度为89.2%，转注井水驱控制程度为92.5%。20图838-28注水井吸水剖面测试图图938-126注水井吸水剖面测试图（2）油层压力状况分析：该区块长4+5油藏的原始地层压力为13.3MPa，2007年测得的油藏平均压力仅为4.67MPa，油层压力保持水平仅为0.35，投入注水开发后，2010年，测得油藏平均压力为5.89MPa，压力保持水平上升至0.44。可见，投入注水开发后，长4+5油藏的压力明显回升。但由于注水开

8、发较晚，地层亏空较大，压力仍处20于较低水平。图10油沟油区长4+5油层历年压力柱状图从下图可以看出：油藏注水初期，可以适当放大注采比，给油藏一个快速补充阶段。压力出现上升趋势之后就应该适当调整合理的注采比，确保温和注水，以达到长远发