【摘要】中山川油区长2油层新区注水开发方案设计，是针对一个有待开发的、而且是经历了利用消耗天然能量为主，局部井区实施人工注水开发的油区。因此，在进行注水开发方案设计时，必需充分考虑油区的开发现状、深入分析油层压力大小和油水分布、油藏天然水侵特征、井網和注水方式的适应性等问题。
　　【关键词】参数确定 解释模型
　　1 概况
　　中山川油区长2油层本次储量计算结果，其探明储量为1193.29×104t，技术可采储量152.98×104t，。截至2011年年底，含油面积内有油井33口（报废井不计），其中，油井开井数21口，未正常投产。
　　2 开发方式
　　长2油藏早期依靠天然能量开采，由于地层能量不足，产量下降很快，油藏最终采收率低，只有通过人工补充能量开发，才能取得较好的开发效果，于2007年开始不保持压力的规模注水。为获得较高的采收率，此次对长21油层除元峁开发区外，全面注水补充地层能量的注水开发方式。
　　3 井网和井距
　　目前，采油厂确定合理的开发井网为300×300m不规则点状面积井网，每平方公里理论布井16～25口，扣除地形、地理条件的影响，实际每平方公里平均布井22口，则圈定含油面积范围内可布井453口，按不规则反五点、反九点法等综合注水方式进行部署。其中，油井320口，注水井112口。目前已有油井21口，需要新钻井429口，平均井955m，其中，油井320口，注水井109口，油井转注水3口。
　　4 单井日产能力的确定
　　综合本区资料，目前新钻油井平均产油稳产值为1.99t/d，旧单井日产根据计算区内现有资料，截止2010年其平均日产液量3.02m3，稳产产取值为0.68t/d。
　　5 方案设计
　　综上所述，方案设计动用评价区内全部探明储量，设计油水井总数453口（油井341口，水井112口），利用老井21口（油井21口，水井0口），新钻井429口（油井320口，水井109口），转注水井3口，平均井深 950m，以2010年为基础年，分别在2012、2013、2014年实施完成，老井以目前现状递减，新井经压裂改造快速递减，单井稳产1.5t/d左右，年生产时效按300天计算，后期按年递减率5～1%测算，随着注水井数的增加，递减逐渐变缓，稳定产能15×104t以上，方案在20年评价期内采出程度达到15.53%，期末综合含水95%。
　　6 产量预测
　　根据以上设计内容，预测中山川油区长2油层在未来开发中的主要开发指标汇总如表1所示，分年度产量指标预测见附表表。
　　7 评价结论
　　（1）中山川油区注水开发方案计算是在丰富的钻井资料、岩芯资料，试油、采油资料及大量分析成果的基础上完成的，计算结果真实可靠。
　　（2）经济评价结果表明，该项目财务评价经济可行，该区储量资源在未来注水开发中将会获得一定的经济效益，风险分析显示具有较强的抗风险能力。
　　参考文献
　　[1] 陈荣芹.复杂断块油藏分注水方案优化研究[J].断块油气田，2006
　　[2] 高红岩.低渗透油藏注水开发实践及效果分析 [J].科技风，2009