(doc)油田注水开发整体规划方案

　 二、油田注水开发整体规划方案

　（一）新庄油区长6油层

　1、油藏的地质特征

　（1）构造特征及油藏类型

　在燕山期构造运动的作用下，形成了包括本油区在内的西倾大单斜，并且在后期的构造运动中，使盆地东部进一步抬升扩大，形成于目前的构造格局，由于盆地内受构造运动影响的微弱，因此，比较平缓，倾角一般不足1度。

　区域的构造背景和沉积相的共同作用，决定了盆地内部三叠系油藏主要以岩性油藏为主，边、底水能量不足，原始驱动类型以弹性驱动为主，溶解气驱动为辅。

　（2）储层特征

　a.本油区长6油层的沉积相为三角洲前缘亚相沉积，灰绿色粉细砂岩、细砂岩。长6期反映湖退阶段湖盆收缩期的沉积特征，所以，属三角洲前缘席状砂微相环境。

　b.储层结构的宏观特征

　在平面上，厚度与物性受砂体沉积方向的控制，认为新庄油区长6油层存在着三支三角洲指状砂体，具体是：西支指状砂体主体带分布在碾沟一带；中支指状砂体主体分布5120井区到向阳沟一带；东支指状砂体主体主要分布在前滴哨到老庄焉一带。砂体沉积方向呈北东—南西向展布，宽度3—4km，主体带上砂层厚度30—40m。

　在各指状砂体主体带上，形成团块状含油富集区，在富集区东西西侧受砂体侧缘富泥带遮挡，南北两端内垂直砂体展布的成岩致密切割，形成沿砂体主体带呈“串珠状”分布的含油富集区6个，具体为：

　西砂体碾沟富集区，5130井以西富集区；中砂体向阳沟富集区，安家咀东富集区；东砂体老庄焉富集区，5-15井以南富集区。

　c.储层结构的微观特征

　据新庄油区长6油层5口井（5181、5011、5230、5241、5187井）薄片鉴定，储层岩性主要为中粒长石砂岩，细粒长石砂岩，骨架颗粒细、粒度0.14-0.38μm，粒级中一细，分布较均匀，分选程度好，分选系数1.49-2.11mm，园度：次棱，陆源的主要成份以长石（占55-64%），石英（占20-25%）为主，其他还有少量的喷发岩（占2-4%），隐晶岩（1-4%），片岩（占1-3%），千枚岩（1-4%）；云母（占3-8%），定向分布；填隙物主要有：缘泥石（占1-4%），伊利石（占1-2%），泥铁石（占1-2%）；胶结物有：方解石（占1-4%），石英质（占1-3%），沥青质（占2-3%），菱铁矿（占1%）。岩性致密性强，强压实，使颗粒断裂，形成微裂缝。胶结类型：孔隙，薄/孔，薄膜；方解石斑状胶结。接触关系：线状。孔隙类型：以原生孔隙为主，粒间孔，粒内孔、溶孔、铸模孔，面孔率4-6%。砂岩泥杂充填，孔隙细少，在15-40μm之间，孔隙呈斑状分布，连通性差，不连片，孤立存在，零散分布，有三角状、长扁状、拉长状等形状。

　油层物性差。孔隙度7.9-10.9%，平均9.2%，渗透率0.58-0.78毫平方微米，含油饱和度43%（借史家畔长6油层），属低孔特低渗低饱岩性油藏。

　（3）流体性质

　a.原油性质：

　地面原油密度0.86（借），地层原油密度0.83，地面原油粘度8毫帕.秒（借），地层原油粘度2.68毫帕秒（借），原油含蜡8.3%，含胶质和沥青质6.5%（借）。

　b.地层水性质：

　总矿38410毫克/升，氯离子23736毫克/升，PH值5.5，水型：氯化钙。

　（4）储层岩石润湿性特征

　借新庄油区5152井长2油层数据，储层岩石润湿性为亲水。

　（5）油水两相渗流特征

　据新庄油区长6油层5011井油水相渗数据可知：

　五个特征点是：束缚水饱和度34.8%，残余油饱和度63%；

　油水相共渗点是46.9%，束缚水饱和度条件下油相渗透率0.671，残余油饱和度条件下水相渗透率0.219；

　从相渗曲线可知，油相渗透率下降快，至低水平后降幅趋缓，水相渗透率低且慢升；

　驱油效率低，油水两相共渗区（可动油饱和度）窄，只有28.2%，计算最大驱油效率只有43.2%；

　实验室相渗曲线给出的驱油效率是：无水期驱油效率24.3%，含水95%时驱油效率36.5%，含水98%时驱油效率43.2%。

　（6）储层的敏感性特征

　据新庄油区长6油层5011井敏感性数据可知：

　速敏中偏弱、酸敏弱、碱敏弱、水敏弱，未见盐敏报告，总的讲，对油层结构和机理的伤害程度不大。

　（7）储量评价

　含油面积10平方千米，地质储量326.4万吨，储量丰度32.6万吨/平方千米，油藏埋深957m，孔隙度10-12%，渗透率0.4-0.5毫平方微米，每千米日产0.5吨，综合评价为：低孔特低渗低丰度埋藏浅油藏。

　2、注水开发可行性分析

　（1）我们统计了新庄油区长2油层已投产正常开井的87口井，2007年11月投入开采以来到2008年4月半年时间，日产油从90t下降到65t，平均单井日产油1.03t下降到0.75t，折年自然递减率47%；

　同样，2001年底，新庄油区长2油层最早投产的36口井，到2007年上半年，半年后日产油从79t下降到43t，平均单井日产油从2.2t下降到1.3t，半年产油量降了一半，折年自然递减率51.%，预测最终采收率12%。

　新庄油区长2与长6油层产量递减状况相似，依靠自然能量开采，最终采收率较低。计算采收率的经验公式是：

　Rm=0.2126[Φ(1-swi)/bo]0.1611(k/μ0)0.0979(swi)0.3722(phac/pa)0.1741 式中：Rm.采收率（小数）

　Φ：油层孔隙度（小数）设0.1

　Swi：束缚水饱和度（小数）设0.348

　bo:原油体积系数：设1.023

　K：油层平均渗透率（毫平方微米）设1

　μo：地层原油粘度（Mpa.s）设2.7（借）

　PHac：饱和压力（Mpa） 设1.58?（借μm，平均0.86μm；均质系数0.35-0.58，平均0.44，分选系数0.12-4.6μm，平均2.01μm，退出效率15.47-50.23%，平均22.2%，域压0.33-2.14兆帕，平均0.82兆帕，利于注水开发。

　（3）油层五敏试结果表明，各项敏感性均是弱，对油层结构和机理伤害不大，适合于注水。

　（4）油层岩石的润湿性，虽然没有作试驱，但5011井相渗曲线的结果表明，油水相共渗点为46.9%，说明岩石的亲和度是属于中性到亲水的，有利于注水驱油。

　另外，新庄油区5152井长2油层润湿性试验为亲水的，也可以鉴戒佐证，

　（5）早期同步注水开发效果比晚期注水开发要好

　5011井长6油层应力敏感试验，围岩压力提高使岩石渗透率降低，5011井渗透率0.094毫平方微米，初始值0.04822毫平方微米，最小值0.01607毫平方微米，渗透率伤害率66.7%，最高岩样围压在18.25兆帕，损害程度中等，说明早期注水的必要性。

　（6）人工注水采收率评价

　a.水驱油效率法，根据国内4个低渗油田几十条油水相渗曲线测试数据获得的多元方程为：

　Rm=0.2577+0.00125K-0.071Φ-0.0049μ0

　式中：Rm：最终采收率（小数）

　K：油藏平均空气渗透率（毫平方微米）设1

　Φ：油藏平均孔隙度（小数）设0.1

　μo：地层原油粘度（毫帕.秒）设2.68（借水晶沟油区长6油层）

　代入公式后

　Rm=0.2577+0.00125×1-0.071×0.1-0.0049

　×2.68=0.2387=23.87%

　b.国家储委办计算采收率经验公式（陈元千公式）

　Rm=0.214289（）0.1316

　=0.214289（）0.1316

　=0.214289×0.8783=0.1882=18.82%

　以上两个公式计算取其平均值：

　Rm=（）=0.2135=21.35%

　注水开发最终采收率为21%，比依靠天然能量开采，可以提高采收率12%。

　3、开发规划方案

　（1）方针、原则、技术政策

　a.方针：以经济效益为中心，以提高最终采收率为目标，坚持少投入、多产出，实现早期注水，形成3.5万吨的年产能规模，在提高采收率的同时，获得较高的经济效益。

　b.原则、政策

　第一，井距250m，反九点法井网密度合理，以达到较高的水驱控制储量，实现合理的采油速度

　第二，采用以注水井为直井，采油井为斜井的丛式井组为主的地下井网系统。

　第三，搞好油层保护，必须采用优质完井液和低失水泥浆固井液。

　第四，坚定不移地实施低注水强度的温和注水方针，在井组累计注采比达到0.3前，注采比1.5，累计注采比0.3以后，注采比1-1.2，不断地扩大注水波及系数，确保注水效果的长期化。

　第五，确保注水水质的真正合格，反对“凑合”、“马虎”。

　第六，确保取全取准注水开发的油水井第一性资料，严惩不负责任的造假现象为扩大注水开发效果提供可靠的依据。

　（2）方案部署及指标预测

　a.方案部署

　根据地质研究成果，在10平方千米的含油面积上，326.4万吨地质储量，68.5万吨可采储量范围内，共部署167口井，其中油井132口，注水井35口，注采井数比1:3.77，油井井网密度13.2口/km，单井控制地质储量2.47万吨，单井控制可采储量0.52万吨。目前有生产井94口，再打新井73口（油井38口，新水井35口）。（详见图9）

　b.指标预测

　第一，2008年底，老井94口，日产液248t，日产油62t，日产水186m3，综合含水75%，预计累油26000t；2008年新井38口，日产液152t，日产油38t，日产水114m3,含水75%，预计产油18000t。

　2008年新老井合计132口，日产液400t，日油100 t，日水300m3，含水75%，累油44000 t，累水132000 m3

　第二，2009年开始，自然递减率5%，年含水上升速度2%，方案规划结果：五年产油156585t，产水676710m3，阶段采出程度4.8%，累积采出程度达6.15%，五年年含水上升10%，阶段含水上升率为2.08%，五年注水1012284m3，平均年注采比1.17 (详见表4-1)。

　C.采油速度指标评价

　影响产能的因素很多，对低渗油藏来讲，更没有共同的设计标准，根据国内部分低渗透油藏的开发资料，经分析得到低渗油藏开发前三年采油速度的评价公式。

　V。=2.2755-1.476×0.01N-9.497×0.01×-4.73×10-7×SP

　式H：V。：开发前三年采油速度（%）

　N：单控储量（万吨/井） 设：2.47万吨/井

　M： 注采井数比 设：3.77

　S：油井井网密度（平方米/井）设75758平方米/井

　P：校正系数 设0.5

　代入公式后

　V。=（2.2755-1.476×0.01×2.47-9.497×0.01×-4.73×10-7

　×75758）×0.5=1.089%

　通过公式计算，采油速度与预测基本一致。

　4、经济评价

　（1）总收入

　5年产油15.6578万吨，比不注水依靠自然能量产油（9.3951万吨）多产6.2634万吨，原油商品率0.98，单价3000元/吨，累积增加销售收入1.84亿元。

　（2）总投资估算

　a.打新井73口，每口井费用85万元，累计6205万元。

　b.注水地面工程1500万元。（一个注水站，14个配水间，60km管线）（详见表4-3）

　c.化验设备购置费50万元。

　d.注水费：每吨水5元，5年累注水1012284m3，费用506万元。

　e.水质处理费每吨5元，5年累注水1012284m3，费用506万元。

　以上合计总投资8767万元，约8800万元。

　（3）税费

　a.原油销售收入综合税金（包括两项基金）按30%收取，五年多产商品油6.1381万吨，增加综合税金0.55亿元。

　b.税后上交利润：税后收益1.29亿元（1.84亿元-0.55亿元）×0.25=0.3225亿元

　c.5年后利润总额：1.84亿元-0.88亿元-0.55亿元-0.3225亿元=0.0875亿元

　（4）财务评价

　总支出1.75亿元（0.88亿元+0.87亿元），以每吨原油销售价3000元计算，只要1年10个月生产原油6.23万吨，即可收回全部费用，即投资回收期不到两年，比标准回收期6年提前了4年，第3年开始盈利，这说明具有较高的经济效益，而且可以断言，这5年内国际原油价格很可能突破200美元/桶，这样经济效益会更可观。

　 新庄油区长6油层注水开发规划预测表 表4-1

　年 油井(口) 平均单井日油(t) 日产液(t) 日

　产

　油

　（t） 日产水(m3) 含水(%) 年

　产

　油(t) 年

　产

　水

　(m3) 累

　产

　油

　(t) 累

　产

　水

　(m3) 注水井(口) 平均单井日注(m3) 日注(m3) 年

　注

　(m3) 累

　注

　(m3) 年注采比 累计注采比 采油速度(%) 采出程度(%) 2008年底 132 0.76 400 100 300 75 44000 13200 35 1.35 2009 132 0.72 413 95 318 77 34675 116070 78675 248070 35 18 431 236000 236000 1.5 0.69 1.06 2.41 2010 132 0.68 428 90 338 79 32850 123370 111525 371440 35 14 490 178108 414708 1.1 0.82 1.01 3.42 2011 132 0.65 453 86 367 81 31390 133955 142915 505395 35 15 516 188440 603148 1.1 0.89 0.96 4.38 2012 132 0.61 476 81 395 83 29565 144175 172480 649570 35 16 541 197293 800441 1.1 0.94 0.9 5.28 2013 132 0.58 513 77 436 85 28105 159140 200585 808710 35 17 580 211843 1012284 1.1 0.97 0.86 6.15

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