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摘要：扎哈泉油田扎11井区随着注水开发的深入，暴露出注水突破，低产低效等一系列问题。本文通过扎11井区不同位置的现场注水试验及机理研究，总结出不同位置，不同注水时间的注水开发效果，为油田注水开发做好技术支撑。
关键词：注水试验;效果评价;坝缘;坝中;扎11井区
1、注水概况
扎哈泉油田扎11井区储层岩性复杂，随着注水开发，目前该井区内注水受效差异大。扎11井区试采油井数156口，注水井94口。油藏日注水1000方/天，累计注水120万方。目前有99口油井注水见效，见效比例为63.5%，平均见效时间为11个月，注水见效井主要分布在构造中部。
2、坝缘注水现场试验
2.1 试验目的
为了强化注水补充能量，在扎11井区内选择相对较独立、累计注采比较低、注水见效不明显、油井液面较低的井组做为试验区，开展现场注水试验，提高井组供液能力和见效比例，验证坝缘注水的效果。
2.2 试验效果
通过对扎11井区生产情况摸查，选择扎11井区的南部8个井组作为坝缘注水试验区，从地质上看，试验区以小的单砂体为主，砂体连续性较差。连井剖面显示该区砂体范围小，一般只有1-2个井距的范围。2019年7月开始现场对试验区的8口注水井统一开注，其中一口井经措施改造后仍注不进。目前试验区3口井正常注水，3口井注不进停注，2口井高压欠注。采油曲線反映试验区整体液量上升，含水上升，油量无明显恢复。从现场试验来看，坝缘注水效果较差。
3.注水机理模拟研究
3.1 研究目的
基于扎11地区地质条件下开展机理研究，建立坝中、坝缘注水机理模型，并考虑压裂对注水的影响，对坝中、坝缘注水开发效果，预测开发指标15年，进行综合评价。
3.2 机理模拟结果
设定参数进行注水机理模拟，井距280m，坝中、坝缘渗透率分别设置为35mD、6mD。当含水大于95%时，采油井关井。
（1）不同部位对注水的影响
从注水机理模型模拟来看，坝中注水的波及面积要明显大于坝缘，图1。不同部位注水开发指标预测显示坝中注水产量高于坝缘注水，注水1-4年之间产量差距大，第四年之后不同部位注水的影响程度变小，整体坝中注水的采收率高于坝缘注水。
模拟坝中注水和坝缘注水后，不同注水时间对含水率和压力场变化的影响。结果显示，坝中注水井1-5年内周围波及面积范围内的含水明显高于坝缘注水井。压力场变化模拟来看，注水第三年，坝中注水的保压率为67.5%，坝缘注水保压率仅48.5%。
（2）压裂改造对注水的影响
考虑压裂对注水的影响，坝缘注水井通过压裂改造可提高注水波及面积，设定压裂相关参数，裂缝方位0°，半缝长100m，裂缝宽度20m，裂缝带渗透率1000mD，对坝缘注水井压裂后的注水情况进行模拟。坝缘注水未压裂和压裂井注水1年后的含水对比图显示，压裂井的注水效果优于未压裂井。
模拟坝缘注水井压裂后不同注水时间对含水率和压力场变化的影响。结果显示，坝缘注水井压裂后1-3年内，注水井周围波及面积含水明显高于未压裂井，到注水第五年，压裂对注水波及面积范围内的含水整体影响变小。压力场变化模拟来看，注水第三年，压裂井注水的保压率为68.2%，未压裂井保压率为58%。
3.3 指标预测
对坝中、坝缘和坝缘压裂井注水的产量和含水开发指标进行预测对比。结果显示，产量第1--4年内坝中注水的优于坝缘和坝缘压裂井，从第5年开始，坝缘压裂井注水的产量优于坝中注水，坝缘注水效果最差。注水周围波及面积的含水，第1年坝缘压裂井的较高，第2年开始坝中注水井较高，第7年开始坝缘压裂井的又高于坝中和坝缘注水井。第12年开始坝缘压裂和坝中注水的趋于一致。从预测来看，坝缘注水井的始终低于坝缘压裂和坝中注水井。
4、结论及认识
（1）实际现场试验坝缘注水受物性影响，注不进/欠注井多，效果较差，没有达到预期效果;
（2）从开发效果来看，坝缘压裂注水≥坝中>坝缘，考虑实际压裂效果及费用建议采用坝中注水。
参考文献：
[1] 李道品.低渗透油田开发[M].北京：石油工业出版社，1999
[2] 朱义吾，李忠兴.鄂尔多斯盆地低渗透油气开发技术[M].北京：石油工业出版社，2003：8
[3] 杜鑫，李艳婷，等.低渗透油田注水效果分析[J].石油天然气，2011，第1期.
关键词：注水试验;效果评价;坝缘;坝中;扎11井区
1、注水概况
扎哈泉油田扎11井区储层岩性复杂，随着注水开发，目前该井区内注水受效差异大。扎11井区试采油井数156口，注水井94口。油藏日注水1000方/天，累计注水120万方。目前有99口油井注水见效，见效比例为63.5%，平均见效时间为11个月，注水见效井主要分布在构造中部。
2、坝缘注水现场试验
2.1 试验目的
为了强化注水补充能量，在扎11井区内选择相对较独立、累计注采比较低、注水见效不明显、油井液面较低的井组做为试验区，开展现场注水试验，提高井组供液能力和见效比例，验证坝缘注水的效果。
2.2 试验效果
通过对扎11井区生产情况摸查，选择扎11井区的南部8个井组作为坝缘注水试验区，从地质上看，试验区以小的单砂体为主，砂体连续性较差。连井剖面显示该区砂体范围小，一般只有1-2个井距的范围。2019年7月开始现场对试验区的8口注水井统一开注，其中一口井经措施改造后仍注不进。目前试验区3口井正常注水，3口井注不进停注，2口井高压欠注。采油曲線反映试验区整体液量上升，含水上升，油量无明显恢复。从现场试验来看，坝缘注水效果较差。
3.注水机理模拟研究
3.1 研究目的
基于扎11地区地质条件下开展机理研究，建立坝中、坝缘注水机理模型，并考虑压裂对注水的影响，对坝中、坝缘注水开发效果，预测开发指标15年，进行综合评价。
3.2 机理模拟结果
设定参数进行注水机理模拟，井距280m，坝中、坝缘渗透率分别设置为35mD、6mD。当含水大于95%时，采油井关井。
（1）不同部位对注水的影响
从注水机理模型模拟来看，坝中注水的波及面积要明显大于坝缘，图1。不同部位注水开发指标预测显示坝中注水产量高于坝缘注水，注水1-4年之间产量差距大，第四年之后不同部位注水的影响程度变小，整体坝中注水的采收率高于坝缘注水。
模拟坝中注水和坝缘注水后，不同注水时间对含水率和压力场变化的影响。结果显示，坝中注水井1-5年内周围波及面积范围内的含水明显高于坝缘注水井。压力场变化模拟来看，注水第三年，坝中注水的保压率为67.5%，坝缘注水保压率仅48.5%。
（2）压裂改造对注水的影响
考虑压裂对注水的影响，坝缘注水井通过压裂改造可提高注水波及面积，设定压裂相关参数，裂缝方位0°，半缝长100m，裂缝宽度20m，裂缝带渗透率1000mD，对坝缘注水井压裂后的注水情况进行模拟。坝缘注水未压裂和压裂井注水1年后的含水对比图显示，压裂井的注水效果优于未压裂井。
模拟坝缘注水井压裂后不同注水时间对含水率和压力场变化的影响。结果显示，坝缘注水井压裂后1-3年内，注水井周围波及面积含水明显高于未压裂井，到注水第五年，压裂对注水波及面积范围内的含水整体影响变小。压力场变化模拟来看，注水第三年，压裂井注水的保压率为68.2%，未压裂井保压率为58%。
3.3 指标预测
对坝中、坝缘和坝缘压裂井注水的产量和含水开发指标进行预测对比。结果显示，产量第1--4年内坝中注水的优于坝缘和坝缘压裂井，从第5年开始，坝缘压裂井注水的产量优于坝中注水，坝缘注水效果最差。注水周围波及面积的含水，第1年坝缘压裂井的较高，第2年开始坝中注水井较高，第7年开始坝缘压裂井的又高于坝中和坝缘注水井。第12年开始坝缘压裂和坝中注水的趋于一致。从预测来看，坝缘注水井的始终低于坝缘压裂和坝中注水井。
4、结论及认识
（1）实际现场试验坝缘注水受物性影响，注不进/欠注井多，效果较差，没有达到预期效果;
（2）从开发效果来看，坝缘压裂注水≥坝中>坝缘，考虑实际压裂效果及费用建议采用坝中注水。
参考文献：
[1] 李道品.低渗透油田开发[M].北京：石油工业出版社，1999
[2] 朱义吾，李忠兴.鄂尔多斯盆地低渗透油气开发技术[M].北京：石油工业出版社，2003：8
[3] 杜鑫，李艳婷，等.低渗透油田注水效果分析[J].石油天然气，2011，第1期.