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【摘要】直罗采油厂和尚塬区长2油藏储层物性差，油水分异不明显，油水混储，无明显的油水界面，缺乏边、底水，油藏为典型的弹性溶解-气驱岩性油藏。天然能量不足，根据近年来三叠系油藏的开采经验，只有采用注水开发，才能实现油田的稳产。
【关键词】注水开发 储层物性 注水工艺
1 油区概况
直罗油田和尚塬区位于陕西省富县境内，县城以西约130km处，地貌单元属陕北黄土高原的一部分，呈塬、墚、丘陵、沟壑等地貌，勘探面积110km2。直罗油田位于陕北斜坡的东南部，是三叠系延长组和侏罗系延安组两个含油层组的叠合发育区，是鄂尔多斯盆地内发现最早并投入开发的区块之一。经过油田从初步开发，注水试验，到停止开发阶段（1975—1986年），依靠旧井挖潜，逐步恢复停采井产能阶段（1987—2005年），油田发展阶段三个阶段的开发历程，到2009年12月钻井总数达到547口，2009年区块年产油5.10×104t。
2 储层特征
研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，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7～10m，内部构造简单，局部具有差异压实形成的低幅度鼻状隆起。根据13口探井367块物性分析数据统计结果，直罗油田和尚塬区长2段储层孔隙度分布区间为2.7%～23.1%（图1），主要分布区间为14.0%～19.0%；渗透率分布区间为0.05～23.50×10-3μm2（图2），平均值2.77×10-3μm2。储层主要为中孔、特低渗储层。
4.1 水源选择及水质要求
虽然各油田对注入水的要求不大相同，但注入水水质的基本要求是：水质稳定，不使地层粘土矿物产生水化产生膨胀，不堵塞油层孔隙，不产生沉淀、腐蚀性。按SY/ T5329-94标准要求，新投注水开发油藏，其注入水质应根据油层渗透率要求执行一级（A1、B1、C1）标准。
根据该区块岩心分析资料统计结果，本区长2储层孔隙度平均值为16.2%；渗透率平均值为2.77×10-3μm2，属于低渗储层，推荐和尚塬区注入水采用A1级标准。
4.2 注水压力及注水量
根据油藏工程方案，和尚塬区油藏中部深度950m，预测最大井口注水压力为10～15MPa，单井日注水量为15m3/d。
4.3 注水井口及注水方式选择
油层破裂压力为23.3MPa（井口），因此预测最大井口注水压力应小于20MPa，确定井口装置选用250型井口。由于长2层的渗透率差别不是很大。另外本油区油层主要集中在长2段，砂岩钻遇率高，平面连通性较好，地质特征及流体性质相近、跨度小。因此，注水方式建议采用笼统注水，个别井可尝试采用分层注水工艺。4.4 合理注采井网形式
目前和尚塬开发区长2油藏井距200-300m，变化范围大，平均250m，给规则的注采井网部署带来一定的难度。本次井网部署以不规则反九点法为主，1口注水井对应5-8口油井。
4.5 井距
根据多年来低渗透砂岩油藏开发实践，和上述计算得出的井网密度联系和尚塬开发区长2油藏已打井位的实际情况得出井距不应大于262m，因此采用250m井距。
4. 6 井排方向
本油田油井均属于压裂投产，压裂不仅是增产措施，还是开发手段。因此就有一个裂缝方位与井间匹配问题，裂缝方位与井网方位匹配有利于提高波及系数，低渗透油藏缝长越长，波及系数越大，反之则会降低波及系数[1]。根据盆地裂缝方位的测试结果，表明最大主应力方位（即裂缝延伸方向）为北偏东45o-75o。最终确定井排走向与裂缝方向大体相同，这样的注采井网能最大限度地增大扫油面积，提高注水效果。
5 开发方案
根据现有井网，结合井网、井距论证结果，在已钻井区域尽量利用现有井网，新部署地区采用排距 200～250m，井距230～250m进行部署，形成不规则反九点法井网。注水井排约NE65方向，与裂缝走向基本一致。
方案单井配产：老采油井单井配产0.4t/ d，新投采油井单井配产1.0 t/d，区块日产油104t/d，平均单井日产油0.5 t/d，油藏年产能3.36×104t；方案注采井数比为1：3.15，目前平均产液量为4.3m3左右，当注采比为1.0时方案单井配注13.6m3/d，考虑到前期地下亏空严重，因此单井配注15m3/d，注采比为1.1：1，油藏日注水1065m3/d，油藏年注水31.95×104t。新井平均井深1000m，新钻井总进尺7.1×104m。
6 总结
通过对和尚塬开发区长2油层井生产动态统计分析，目前依靠自然能量开采，年递减10.0%。在进行注水开发动态预测时，2011～2025年评价期间，从2011年上半年开始，2011年底投产完毕，建设期半年，见效周期6个月，2011年底见效后达到方案设计产能，生产时间300天，单井日产油1.2t/d，油井全部见效。2013～2015年全部见效后保持单井产量1.2～1.5 t/d，稳产4年，开发方案实施效果明显，值得推广借鉴。
参考文献
[1] 王万彬，郭肖.裂缝性低渗透砂岩油藏井网与裂缝方位的匹配研究[J].石油天然气学报，2009（02）
【关键词】注水开发 储层物性 注水工艺
1 油区概况
直罗油田和尚塬区位于陕西省富县境内，县城以西约130km处，地貌单元属陕北黄土高原的一部分，呈塬、墚、丘陵、沟壑等地貌，勘探面积110km2。直罗油田位于陕北斜坡的东南部，是三叠系延长组和侏罗系延安组两个含油层组的叠合发育区，是鄂尔多斯盆地内发现最早并投入开发的区块之一。经过油田从初步开发，注水试验，到停止开发阶段（1975—1986年），依靠旧井挖潜，逐步恢复停采井产能阶段（1987—2005年），油田发展阶段三个阶段的开发历程，到2009年12月钻井总数达到547口，2009年区块年产油5.10×104t。
2 储层特征
研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，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7～10m，内部构造简单，局部具有差异压实形成的低幅度鼻状隆起。根据13口探井367块物性分析数据统计结果，直罗油田和尚塬区长2段储层孔隙度分布区间为2.7%～23.1%（图1），主要分布区间为14.0%～19.0%；渗透率分布区间为0.05～23.50×10-3μm2（图2），平均值2.77×10-3μm2。储层主要为中孔、特低渗储层。
4.1 水源选择及水质要求
虽然各油田对注入水的要求不大相同，但注入水水质的基本要求是：水质稳定，不使地层粘土矿物产生水化产生膨胀，不堵塞油层孔隙，不产生沉淀、腐蚀性。按SY/ T5329-94标准要求，新投注水开发油藏，其注入水质应根据油层渗透率要求执行一级（A1、B1、C1）标准。
根据该区块岩心分析资料统计结果，本区长2储层孔隙度平均值为16.2%；渗透率平均值为2.77×10-3μm2，属于低渗储层，推荐和尚塬区注入水采用A1级标准。
4.2 注水压力及注水量
根据油藏工程方案，和尚塬区油藏中部深度950m，预测最大井口注水压力为10～15MPa，单井日注水量为15m3/d。
4.3 注水井口及注水方式选择
油层破裂压力为23.3MPa（井口），因此预测最大井口注水压力应小于20MPa，确定井口装置选用250型井口。由于长2层的渗透率差别不是很大。另外本油区油层主要集中在长2段，砂岩钻遇率高，平面连通性较好，地质特征及流体性质相近、跨度小。因此，注水方式建议采用笼统注水，个别井可尝试采用分层注水工艺。4.4 合理注采井网形式
目前和尚塬开发区长2油藏井距200-300m，变化范围大，平均250m，给规则的注采井网部署带来一定的难度。本次井网部署以不规则反九点法为主，1口注水井对应5-8口油井。
4.5 井距
根据多年来低渗透砂岩油藏开发实践，和上述计算得出的井网密度联系和尚塬开发区长2油藏已打井位的实际情况得出井距不应大于262m，因此采用250m井距。
4. 6 井排方向
本油田油井均属于压裂投产，压裂不仅是增产措施，还是开发手段。因此就有一个裂缝方位与井间匹配问题，裂缝方位与井网方位匹配有利于提高波及系数，低渗透油藏缝长越长，波及系数越大，反之则会降低波及系数[1]。根据盆地裂缝方位的测试结果，表明最大主应力方位（即裂缝延伸方向）为北偏东45o-75o。最终确定井排走向与裂缝方向大体相同，这样的注采井网能最大限度地增大扫油面积，提高注水效果。
5 开发方案
根据现有井网，结合井网、井距论证结果，在已钻井区域尽量利用现有井网，新部署地区采用排距 200～250m，井距230～250m进行部署，形成不规则反九点法井网。注水井排约NE65方向，与裂缝走向基本一致。
方案单井配产：老采油井单井配产0.4t/ d，新投采油井单井配产1.0 t/d，区块日产油104t/d，平均单井日产油0.5 t/d，油藏年产能3.36×104t；方案注采井数比为1：3.15，目前平均产液量为4.3m3左右，当注采比为1.0时方案单井配注13.6m3/d，考虑到前期地下亏空严重，因此单井配注15m3/d，注采比为1.1：1，油藏日注水1065m3/d，油藏年注水31.95×104t。新井平均井深1000m，新钻井总进尺7.1×104m。
6 总结
通过对和尚塬开发区长2油层井生产动态统计分析，目前依靠自然能量开采，年递减10.0%。在进行注水开发动态预测时，2011～2025年评价期间，从2011年上半年开始，2011年底投产完毕，建设期半年，见效周期6个月，2011年底见效后达到方案设计产能，生产时间300天，单井日产油1.2t/d，油井全部见效。2013～2015年全部见效后保持单井产量1.2～1.5 t/d，稳产4年，开发方案实施效果明显，值得推广借鉴。
参考文献
[1] 王万彬，郭肖.裂缝性低渗透砂岩油藏井网与裂缝方位的匹配研究[J].石油天然气学报，2009（02）