柳沟油区27井区注水开发研究.docx

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柳沟油区27井区注水开发研究

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摘要：柳沟油区27井区是柳沟油区的产油区之一，自上而下钻遇了延安组、延长组等多层系含油复合区，主力生产层系为长2。截止到2018年12月底，区块总井数144口，其中采油井138口，注水井3口。本次通过地质和试油试采数据研究，以完善注采井网及注采对应为目标，实施科学配注，实现该区高效注水开发。

关键词：油藏地质特征；开发状况；注水开发；调整部署

柳沟油区27井区位于陕西省延安市吴起县境内、鄂尔多斯盆地陕北斜坡南部，区域构造为一平缓的西倾单斜，地层倾角小于1°，千米坡降为10m左右，内部构造简单，局部具有差异压实形成的鼻状隆起及局部凹陷。研究区面积11.2km2。地表被第四系黄土覆盖，地面海拔在1420~1660m之间。地貌为黄土高原墚峁丘陵，属于温带半干旱半湿润季风气候，年降水量300~600mm。年平均气温8~12℃。区内交通较为方便，有公路与延安市市区相连。

1地层划分

以沉积学理论为指导[1-2]、标志层为控制[3]，依据岩性、电性的组合特征及储层的含油性，对目的层段逐级细分，建立各井点及全区各级层组的等时关系，以实现油田范围内层系的统一划分与对比[4-5]。

根据钻井资料分析结果，本区自上而下共钻遇了10套地层，研究层位主要为长12、长21、长22、长23、长61油层。地层对比的剖面对比结果显示（图1），长2层主要受岩性影响，油藏以长21油层为主，油层分布稳定，砂体连通性好，其次为长23油层，长22油层分布不稳定，连通性较差。

长2各油层亚组地层厚度分布稳定，横向变化较小。长21砂体厚度为3~32m，平均厚度13.88m，长22砂体厚度为3~28m，平均厚度11.01m，长23砂体厚度为3~26m，平均厚度11.18m，长61砂体厚度为4~23m，平均厚度14.23m。

图1柳沟油区27井区长2油层组连井对比剖面

Fig.1WellconnectioncorrelationsectionofChang2reservoirgroupin27wellblock,Liugouoilarea

2开发状况

2.1开发特征

研究区采油井正常开抽69口，日产液117m3，日产油50.98t，平均单井日产液0.85m3，单井日产油0.37t。研究区油井日产水平较低，产油小于0.5t井31口，占总开井数的44.9%。

目前有关停井68口，将这部分井关停前含水进行统计（图2），目前含水分布小于60%的井有35口，这部分井产液量较低，平均含水45%，主要分布在东部区域；大于60%，小于80%含水有20口，最大80%，平均含水70%；大于80%有49口井，平均值95%，其中含水99%有8口，100%的有25口，主要分布在中部区域。目前该区油井利用率达75.93%，长6油层组年递减率为14.04%，长1、长2油层组年递减为12.61%。

研究区目前生产井有137口，仅3口注水井，注采井网为不规则反七点井网，井距一般为300~600m，但井排方向变化较大，不同井组之间井排方向差别较大，很难用一个完整的规则井网。

图2目前单井含水等值线图

Fig.2Watercutcontourmap

2.2开发中存在问题

目前开发中主要存在以下几个问题：

（1）油田产量递减幅度大

选用了研究区2009年投产的5口井的历史产量进行了回归分析，发现该区递减符合指数递减模型，年递减率为14.8%。目前，该区采油速度只有1.91%，而原油产量年递减率却高达14.8%，油田产量递减幅度大。

（2）注采井网不完善

主要体现在两个方面，一是部分区域没有注水井，这部分井依靠天然能量开采，自然递减大，需要通过注水补充地层能量；二是虽然有注水井，但是注水井对应油井生产层位与注水层位不对应，导致水驱控制程度和油层动用程度偏低。

（3）地层能量补充不足，井组累计注采比差别大

该区2009年左右已经开始注水，仅1口注水井，2013年2口注水井注水，一直采用温和方式注水，注水量也达不到配注要求，累计注采比为0.12，地层能量亏空，目前保持在较低地层压力水平开发。

（4）停产井、低产井比例较高，增产难度大

研究区目前开井69口，单井日产小于0.5t井有31口井，平均值为0.33t；介于0.5t到1.0t的有21口，平均值为0.72t。研究区共有油井137口，关停井68口，其中高含水停抽53口，不上液断杆停抽15口，这些低产井主力层已经射孔并压裂，注水见效不明显，储层物性差，供液能力不足，增产难度较大。

（5）注水井注入压力较高

目前研究区注水站泵压17.8MPa，统计目前2口注水