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摘要：子长油田富昌区是位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的低渗油藏，主要含油层位为延长组长2油层组。1996年投入开发，2004年进入注水开发阶段，目前该区长2油藏仍处于采出程度低、开发效果一般的情况。本文从单井产能、产量递减规律、单井含水率特征、井组动态分析等方面对富昌区长2油藏的注水开发效果进行分析，并对阶段含水率、水驱指数、地下亏空、水驱控制程度等指标进行评价，总结出该地区注水开发过程中提高开发效果的经验与问题，为同类油藏的开发提供参考。

关键词：子长油田;注水开发;开发效果;分析与评价。

1 油藏基本概况

富昌油区位于陕北斜坡（西倾斜坡），局部发育鼻状构造。该油藏主力油层为长2油层组，油层整体埋深较浅，低储量丰度、低孔低渗，具一定溶解气驱动能量，局部为受底水影响的弱水弹性驱的未饱和油藏。油藏类型属于构造-岩性油藏。油藏原始气油比6.76 m3/m3，饱和压力为1.034MPa。

2 富昌区块长2油藏开发效果分析

富昌区块有注水井59口，315口生产井。其中正常注水的注水井为44口注水井，这些注水井的一线受益油井中正常生产的油井为139口，故共统计44口注水井，139口采油井。截至2011年，研究区累计注水量92.33×104m3，累计注采比0.60，水驱控制程度40.2%，地下亏空62.5×104 m3。累计产油34.62×104t，目前采油速度0.48%，采出程度7.27%

2.1 研究区注采平衡分析

研究区2005年年注采比为0.95，之后随着全区调驱工作的持续开展而逐步上升，到2008年年注采比升至1.49，注水区域的年注采比有了较大幅度的提高，地层能量得到了有效的补充。但是之后由于2009年和2010年注水量下调，年注采比降至1.0以下，地层能量补充减弱，累积亏空进一步扩大，截至目前，累积亏空量已经达到了62.5×104m3。

2.2 研究区压力情况分析

研究区原始地层压力4.97MPa，饱和压力1.14MPa，目前地层压力比原始地层压力下降73%，降至1.55MPa（图1），地饱压差0.41MPa。

在研究区外围井组注入压力亏损相对较小，主要是有两方面原因：一是由于边底水的作用，油藏外围边底水能量相对较强，使得部分井的地层能量得到充分的补充;二是注水井突进的作用，受益井位于注水井的主力突进方向，注水给油井供给了充足的供给能量，使其压力可以保持在水平较高。

其余的大部分注水井则出现了较大幅度的亏空，所以针对研究区内部的注水井，应该加大注水量和注水压力，增大注采比，使地层能量保持在相对充足的水平，外围的注水井应考虑调整水驱措施，使井组中的油井普遍受益。

2.3 单井产能分析

对比研究区主要注水受益的159口生产井初产情况和现在的生产情况发现：单井日产油量小于0.5t的油井从59口增加至102口，增加了27%，单井日产油量大于0.7t的油井从79口减少至35口，减少了近28%口。平均单井日产油量整体下降。故研究区单井产能的总体趋势是呈下降趋势的，区块产能递减的趋势也比较明显。

2.4 产量递减分析

根据研究区生产井的综合生产曲线（图2）可以将研究区整体的产量变化情况分为5个开发阶段：

图中绿色趋势线显示后期递减趋势明显。

第一阶段是自该区块投入开发之后，研究区产量进入快速上升阶段，这个阶段研究区还未开始注水，主要依靠天然地层能量进行开发，产量的上升主要是不断的新井投产引起的。2000年该区块产量达到峰值，之后由于

第二阶段是2001～2004年。2000年该区块产量达到峰值，之后由于新投产井的减少和持续的单井产量递减，导致研究区产量出现快速递减;

第三阶段是2004～2008年。2004年研究区开始实施注水，但由于前期注水只是不规则的小范围注水，所以只是缓解产量递减现象;2005～2008年，研究区加大注水力度，取得了明显的效果，研究区的产量呈现出回升的趋势;

第四阶段是2008～2010年。2008年之后，研究区随着注水量的下降，地层能量也在降低。注水突进的问题也显现出来，含水上升情况比较明显。产量较上一阶段又出现回落的情况;

第五阶段是2010之后，研究区调整注水方案，加大注水量，并且采取了一系列的调驱措施。此阶段研究区产量增加、含水下降都比较明显。

而对于单井的产量递减情况分析发现，单井产量的递减规律主要分为两种：一是地层能量持续下降且没有得到足够的补充，使得单井产量出现严重递减。另一种地层能量下降后，在注水或边底水的影响下，地层能量得到充足的补充，但是由于注入水的突进导致单井产量下降。

2.5 单井含水率的主要特征

研究区整体水淹情况比较严重，单井含水率总体含水较高，区块含水情况目前相对稳定，处于较高水平，含水率在60%以上的井占总井数的88%。单井含水率变化的主要是由边底水、注水突、地层能量供给不足的影响造成的。

2.6 注水井注入能力分析

统计研究区正常运行的44口注水井，单井日注水量在1.42m3/d～14.42m3/d，平均日注水平9.20m3/d。通过该区吸水指数测试结果和研究区所属的低孔低渗油藏的普遍规律分析，发现研究区对注入的启动压力要求比较高，普遍在7MPa以上。吸水指数虽然因为储层的非均质性表现出强弱不一的特点，但是整体的吸水指数水平还是比较高。

2.7井组动态分析

研究区注水井网的分布方式分为未注水或后期停注水进组、反七点井组、和反五点井组：

2.7.1 未注水或后期停注水井组

目前研究区仍有部分井组依靠自然地层能量进行开发，并未采取注水开发方式，或者部分井组之前采用注水开发方式，之后井组中注水井停注后井组中生产井又变回自然地层能量开发。这些井组的日产液量和日产油量递减较快，而且持续递减，而含水上升幅度相对稳定。没有注水能量的补充，产能大幅下降，井组中部分井已经关井。此类井组中也会存在个别生产井处于其他注水井注水的通道上，从而产生产量小幅度上升的情况。

2.7.2 反七点井组

反七点井组是研究区主要的注水井组分布方式，通过对区内典型的反七点注水井组的分析发现：此类井组注入水的主力推进方向明显。井组内处于构造相对较低位置的生产井，受到边底水的影响比较明显，水淹情况相对严重，导致不得不将水淹井关闭。水淹井关闭后会造成井组的产液量有较大的波动。

还有部分井组并不是规则的反七点井组，这些井组不是标准的6口受益井，通常为5口或者7口，此类井组各井含水普遍较高。注入水的突进情况普遍影响着此类井组各井的含水波动程度，而边水突进对此类井组的影响主要取决于井组所处的构造位置。构造相对高部位的井组边水突进影响相对较小，井组各井含水相对稳定。反之，井组各井含水波动则较大。

2.7.3 反五点井组

由于不同注水井和生产井的实际情况不同，研究区整体井网布局复杂，部分井组并不适合反七点和近似反七点井组，所以研究区还有较多的反五点井组。此类井组的注采比也比较高，井组各井的产液量和含水率整体偏高，所以注入水突进对反五点井组产生的影响相对更严重。

2.8增产措施效果分析

研究区自2007年后，陆续对部分井组采取注水井化学调剖和堵水等增产措施。这些增产措施对储层中一些大孔道取得了较好的封堵效果，吸水和产水都得到了一定的控制，且井组油井的含水率得到了较好的控制。整体的措施效果持续时间比较短，短期见效后油井的含水便会迅速回升。已经采取的增产措施对储层中大通道的措施效果程度不一，导致生产井增油降水效果见效程度差别较大。因此应寻求封堵大通道以及延长措施效果的更有效的措施。

3 注水开发效果评价

3.1 阶段存水率

阶段存水率是评价注水开发效果的重要指标，目前研究区的阶段注采比较高，但是阶段存水率较低，由于研究区存在比较强的边底水能量，构造位置较低的油井较大部分产出的是边底水。此外，研究区裂缝发育也是造成当前情况的重要因素，裂缝发育导致注入水易沿裂缝和方向突进，进而导致注入水的利用效率低。

研究区块各井组的阶段存水率存在较大差别，整体来看，存水率小于0.5%的井组占总井组数的79.5%，其中阶段存水率小于0.2%的井组占40.9%。可见研究区整体的水驱效果是相对较差的。研究区存水率相对较低、各井组存水率差别大的主要原因是边底水的锥进、注入水的突进的作用。各井组累积注采比差异大也会造成各井组的存水率差别较大。

在之后开发过程中建议对富昌注水区块的整体注水方案、堵水措施进行进一步的分析研究，增加注水见效面积、抑制边底水锥进。

3.2 水驱指数

研究区开发初期为采用注水开发方式，主要依靠自然地层能量进行开发。自研究区注水开发以来，水驱指数处于-4～8之间，负值则表明油井产出水中有大部分都来自地层水。通过对区块44个井组的水驱指数进行统计，水驱指数大于或等于0.6的井组占68.2%;水驱指数在0.3～0.6之间的井组占4.5%;水驱指数小于0.3的井组占27.3%。

结合研究区各井组的动态分析结果发现，该区边底水能量比较充足，水驱效果受边底水作用的影响较大，故在计算水驱指数时采用广义水驱指数，即将天然外来水（水侵）两部分都记做注入水，所以其计算出的水驱指数相对较高。研究区在2009年后水驱指数大幅降低，尤其是油藏边缘井组的水驱指数普遍小于0，表明边底水锥进对水驱过程产生的负面影响增强，使得边底水锥进产出的水量远大于其能量驱出的液量。

3.3 地下亏空评价

由于研究区自开始注水开发以来，累积注采比一直小于1.0，地层能量严重不足，自然地层能量开发阶段产生的地下亏空持续增加。底下亏空情况受注水量直接影响，当注水量加大，地层能量得以补充，累积亏空上升的速度便减缓。反之，当注水量减小，则会加剧地下亏空情况。

3.4 水驱控制程度

采用分油砂体法统统计研究区水驱控制程度，本区长21油层组含油面积3.18km2，水驱控制面积2.2km2，水驱平面控制程度达到70.2%;长22油层组含油面积15.24km2，水驱控制面积8.2km2，水驱平面控制程度为53.6%。研究区由于各个井组均有部分油层未射开，整体动用程度较低进而影响水驱的控制程度，所以水驱纵向控制程度一般。

4 结论

（1）富昌区总体含水较高，注采比偏低，地层亏空持续增大，地层压力保持水平低，产量递减趋势明显。存水率、水驱指数主要受边底水锥进和注入水突进影响较大。整体水驱控制程度相对较高。

（2）富昌区含水分布受构造影响明显，含水较高的井组多分布与构造底部、含水较低的井组多分布于构造较高的位置。

（3）目前富昌区注采井网仍不完善，只有少数油井可直接收益，多数井的地层能量未得到有效能量支持。

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