谭家营油区油井生产动态分析.doc

西安石油大学本科毕业设计（论文）

本科毕业设计（论文）毕业设计

题 目： 谭家营油区油井生产动态分析
学生姓名：
院 （系）： 石油工程
专业班级： 石油工程
指导教师：
完成时间：

毕业设计（论文）任务书
题 目
谭家营油区油井生产动态分析
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设计（论文）内容及基本要求
研究内容：
1. 调研油井生产动态分析技术国内外发展现状；
2. 调研谭家营油区勘探开发基本现状；
3. 谭家营油区区块、单井注水开发动态分析；
4. 谭家营油区注水开发整体效果评价。
具体要求：
1. 系统查阅相关英文文献资料，并翻译不少于15000字符的英文资料；
2. 根据任务内容，查阅各种资料，编写开题报告，开题报告的字数不少于1000汉字；
3. 仔细查阅相关文献资料，精心设计方案，认真撰写毕业论文；
4. 论文撰写期间如有问题，及时与导师联系，研究解决方案。
设计（论文）起止时间

设计（论文）地点
西安石油大学石油工程学院
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谭家营油区油井生产动态分析

摘 要：谭家营油田地处陕北鄂尔多斯盆地伊陕大斜坡中部,其主力产油层为长2油层,储层具有“埋藏浅、压力低、低孔、低渗”的特点，依靠自然能量开采单井产量低,导致油区整体采收率偏低,地层能量衰减较快,难以实现油区持续稳定的开发。因此,必须通过注水开发来补充地层能量亏空。本文首先利用谭家营油区地质资料及勘探开发资料，对油区的开发现状、开发层系、注水适应性进行分析，并通过设计合理的开发方式、注水方式来提高油区单井产量,从而整体提高谭家营油田的总产量,实现油区的稳产、高产、提高企业的经济效益，其次根据实际生产动态资料对油区总体采油、单井采油、注采井网分布、区块整体注水和各注水井组生产变化状况进行动态分析，综合评价了油区注水开发效果。
关键词:谭家营油区；注水开发；动态分析

II

Dynamic analysis of oil well production of
TanJia Ying oil fields

Abstract: TanJia Ying oil fields is located in central Yishan big slope, ordos basin in the northern Shan Xi, and its main oil production for the Chang 2 reservoir, the reservoir has a "shallow, low pressure, low porosity and permeability," the characteristics of a single well to rely on exploitation of natural energy production is low, resulting in oil recovery ratio is low as a whole, the formation energy decreases rapidly, it is difficult to achieve sustained and stable development of the oil zone. Therefore, it is necessary to add water injection formation energy deficit. Firstly, using geological information, exploration and development data, analyses development status ,layer series of development and water injection adaptability. Through rational design of development mode, the way of water injection to improve individual well production of oil region, thus improving ultimate production to achieve production stable, high yield, improve the economic efficiency of enterprises of all oil fields. Secondly, dynamic analyses of the overall oil production, single well oil production, the distribution injection-production patterns and the status of production changes of water injection well group and overall water injection of oil fislds according to actual production performance date of the all oil fields dynamic data, comprehensively evaluates the effects of water flooding development of oil region oil fields.

Key words：TanJia Ying oil fields; water flood development ;dynamic analysis

目 录
1 绪论 1
1.1 研究的目的和意义 1
1.2 国内外研究现状 2
1.2.1 国内现状 2
1.2.2 国外现状 4
1.3 本文主要工作 5
2 油藏地质特征及勘探开发研究 6
2.1 地理简况 6
2.3 构造及沉积发展史 6
2.4 构造特征 7
2.5 油藏特征 7
2.6 层系划分 7
2.6.1 小层划分与对比 7
2.6.2 开发层系划分 8
2.7 流体性质 10
2.7.1 原油性质 10
2.7.2 地层水性质 10
2.8 开发简况 10
2.9 开发方式 11
2.9.1 注水开发的必要性 11
3.2.2 注水开发的可行性 12
2.10 小结 16
3 谭家营油田开发动态分析 17
3.1 采油动态分析 17
3.1.1 油田总体采油动态分析 17
3.1.2 油田单井采油动态分析 19
3.2 注水动态分析 21
3.2.1 注水井、采油井分布状况 21
3.2.2 注水井组动态分析 23
3.3 注水效果分析 38
3.3.1 注水后水驱特征明显 38
3.3.2 注水后水驱效果较差 39
3.4 小结 39
4 结论及建议 41
参考文献 42

1 绪论

1.1 研究的目的和意义
随着我国石油资源勘探和开发程度不断提高，石油资源已成为我国人民生活和发展不可或缺的一部分。同时，由于我国的大型油田也已经入开发的中后期，在当前我国石油储量紧张的情况下，如何提升油田产量、提高开采效益，对我国石油工业的持续稳定发展具有十分重要的意义。
油田开发到后期时，进入高含水产量递减阶段，此时的开发节奏一般较快，各含水阶段时间短，转化快，含水阶段与采出程度之间的关系并不符合一般注水开发规律，油田稳产难度大，到底还有多大开发潜力以及应采取何种开发方式来控制产量递减的研究被广泛关注。因此，油井生产动态分析是油田开发工作者关注的重要问题之一。油田动态分析是指通过连续收集大量的不同时间段的油、水井第一性资料（包括静态、动态资料），利用统计法、作图法、物质平衡法、地下流体力学法、类比法、数值模拟法等方法对收集的资料数据整理分析，进行油水井单井动态分析、注采井组动态分析、油田（区块）生产动态分析和油藏动态分析四个层面的动态分析研究，从而认识油层中油、气、水运动规律的工作。它是注水开发油田分析见效、预测见水、方案调整与挖潜研究常用的基本方法。
正确分析注采动态,是编制合理的配产配注方案的基础。合理的配注方案,再加严格执行,是减缓产量自然递减、实现长期稳产高产的关键。 在油田开发初期,一般根据静态资料制定注水技术政策及配注方案。油藏投入开发后，油藏内部诸因素都在发生变化：油气储量的变化，地层压力的变化，驱油能力的变化和油气水分布规律的变化。动态分析就是研究这些变化，找出各种变化原因之间的相互关系，以及对生产的影响。通过分析变化、解释现象，认识本质，发现规律，为调整配产配注方案提供依据，提出调整措施，挖掘生产潜力，预测今后的发展趋势。
油井生产动态分析主要是指油气从油藏留到井底的动态，油藏动态分析的主要任务就是比较准确地预测从油藏流到井底的流量。油井生产动态分析的主要任务就是依据单井试井测试资料做出油井产能曲线，确定出油井产油指数、产水指数、油井最大潜能、油藏的产能指数数据以及GOR和WOR等油井生产数据，油井试采过程中油产量和地层压力的递减情况以及含水上升情况，并以此为基础预测油井生产动态，研究确定相应的开发措施。油井生产动态分析的目的，就是通过油井在生产过程中产液、含水和压力变化等情况的变化，经过对比分析，发现问题，找出原因并提出解决问题的措施。通过不断的注采调整，保证油水井在产油、注水、含水和压力在相对稳定的状况下进行生产，从而保证油藏的合理开发。
油井生产动态分析在油藏开发中具有重要的地位，它是油田开发效果评价、油田开发规划、油田开发方案设计的重要依据。只有了解油田的生产动态，才能设计最有效的开发方案，从而充分挖掘地下油层潜力，确保油井的稳产高产，进而提高采收率、提升油田效益。因此，研究油井生产动态分析对我国的石油工业的可持续发展具有重要意义。
1.2 国内外研究现状
1.2.1 国内现状
油井生产动态分析是油田开发工作者关注的重要问题之一。油田的变化总要通过单井反映出来，所以管好油、水井是管好油田的基点。油井分析以所管某一油井为重点联系到周围有关的注水井和相邻油井进行综合分析。油井动态分析的目的就是要在保证达到一定采油速度的前提下实现三稳迟见水。三稳就是产量稳、地层压力稳、流动压力稳。迟见水就是无水采油期长、无水采收率高。
油井动态分析方法可综合为以下几点：第一，清点油层。对所管油井的各个小层要进行清点，了解油井的有层数、有效厚度和产能系数；了解每个单层的渗透性、厚度和储量，掌握油层特性，分析就掌握了主动权。第二，核实资料。平时必须取准油井动态资料，如油管压力、套管压力、地层压力、产油量、油气比和油样分析资料。及时观察记录油井变化情况，新的变化情况出现后，要先从地面查原因，弄清情况，落实资料，然后进行分析。第三，联系历史。油井的每一变化都是有其根源的，要结合油井开采历史进行分析。第四，对比邻井。首先要与相邻的油水井进行对比，分析出油井的特殊现象，联系它对油井的具体影响。第五，结合经验。结合以往工作经验对油井数据进行分析处理，作出合理、有效的改进方案。
在上世纪七十年代,童宪章院士[1]收集国内外数百个水驱产油单元的统计资料，通过长期、深入的分析、研究，总结出一套简明的水驱油田动态分析方法，即“童式水驱特征曲线法”，推出有关油藏工程的计算公式及系列化的样板曲线，揭示了有代表性的油藏工程问题的规律，在国内外得到了广泛的应用。
1997年,李传亮[2]把产量递减模式划分为三种基本类型： 凸型递减、直线递减和凹形递减。1998年，李传亮作出产量递减规律的诊断曲线及诊断方程。我国著名的已故中科院院士翁文波先生在他的专著《预测论基础》中提出了泊松旋回模型也称之为翁氏旋回模型，可以说是为我国首次建立了预测油气田产量的模型，在理论上和实际上都具有重要意义。陈元千给出了理论推导，并进一步完善了原模型，称之为广义翁氏模型。
2002年，周生田，张琪、黄炳家在变生产指数下水平井生产动态分析一文中将Dkken模型中沿整个水平井段单位长度生产指数为常数的假定推广到为分段常数的情况，建立了变生产指数的分段井模型，并对新模型提出了数值算法。用编制的软件对两个算例进行了计算，绘制了水平井截面流量、径向流入剖面图，并计算了水平井沿程压力分布。利用新模型可根据油藏的实际情况对水平井水平段射孔分布和密度等完井方式进行优化设计，为现场使用水平井优化动态分析提供理论根据[3]。
2008年，侯晓春等人在Watson研究的基础上利用多元回归公式对实验数据进行了处理，使得计算过程方便、易行，取得了比较理想的结果，同样，该方法依赖于回归公式的拟合效果。另外，随着低渗透油藏的广泛开发，国内外学者对低渗透油藏水驱条件下的渗透率计算进行了研究,其一是利用实验法，即考虑启动压力梯度、毛管力和重力等因素，但大多是基于JBN方法；其二则是利用生产资料或经验公式判断油水相对渗透率。
2010年，雷莹、任旭建立了双重孔隙介质油藏的数学模型，并利用laplace变换方法进行了求解，得到了拉氏空间的无因次产量公式，进一步应用数值反演方法得到了实际空间的解；对得到的理论公式应用VB6.0编制了计算程序，经计算得到了不同参数的理论曲线，并对理论曲线的特征进行分析对比。
2011年，梁利平、贾永禄、蔡明金三人针对层状油气藏生产问题，建立了考虑表皮系数的双渗油藏单井产量递减数学模型，并对其进行了求解，运用Stefest数值反演方法绘制了Blasingame产量递减特征曲线，最后对产量递减曲线形态及影响因素进行了分析。结果表明，其产量递减曲线介于均质油藏与双重介质油藏之间，且产量递减特征曲线分为4个阶段，产量曲线出现相对平缓的递减段#产量积分导数曲线出现类似双重介质油藏试井曲线特征的凹子，凹子出现早晚受窜流系数影响，深浅受储容比影响，产量递减晚期，无因次递减产量积分与积分导数曲线晚期为一条斜率为-1的直线，表现为调和递减。
2012年，刘振宇教授以长庆油田某区块为例，对人工压裂水平井进行研究，应用复位势理论和势叠加原理等基本渗流理论，推导了压裂水平井多条裂缝相互干扰的产能计算公式，分析了裂缝条数、裂缝长度、水平段长度以及裂缝导流能力等因素对压裂水平井产能的影响规律，得到了不同参数下的日产油量动态变化曲线，并对动态变化曲线进行综合对比分析，对各参数进行优化，最后给出了各参数的最优值。研究表明：对于具体油藏来说，在储层基本参数给定的情况下，裂缝条数、裂缝长度、水平段长度、裂缝导流能力都不是越大越好，应该存在一个最优值。为压裂水平井的产能预测提供了理论依据。并结合油田具体数据根据 Arpes 递减理论，分析了9口压裂水平井的产量递减类型，为油田后期开发提供理论依据。
目前，我国对大部分油井已经能够做到油井动态分析，了解油井产油指数、产水指数、油井最大潜能、油藏的产能指数数据以及GOR和WOR等油井生产数据，油井试采过程中油产量和地层压力的递减情况以及含水上升情况等。
1.2.2 国外现状
在20年代初期，油气井动态技术便已经开始了初步的发展。之后，许多工程人员了解油气井动态做出了杰出贡献。其中Millikan、Muskat、Poettmann、Gilbert 、Vogel和Fetkovich的早期工作为现代油气井动态分析铺平了道路。此后，其他人在有关课程讲义、教科书和文献综合、创立和提出了油气井动态的概念。
1908年R.Arnold和 R.Anderson首次提出了产量递减的概念，将油气井产量的降低分析称为产量递减分析,以每月百分比来表示产量递减,在评价工作中发现,一段时期内许多产量递减曲线的递减百分比接近于常数,那么在半对数图上,产量递减曲线是一条直线,产量与累计产量关系曲线是一条直线,因而具有这种特性的产量递减曲线比较容易进行外推计算。
1945年,J.J.Arpes提出指数递减规律并将其归纳为指数递减、双曲线递减和调和递减等类型。实际上其中的指数递减、调和递减均为双曲线递减的特例。利用油气藏实际生产数据进行双曲线递减规律研究，常用的方法有：试差法、曲线位移法和典型曲线拟合法。其应用效果较好而且便于应用,为国内外诸多油田开发工作者所接受,也是直到目前进行产量递减规律分析最为普遍的一种
1942年，S.E.Buckley和M.C.Leverett提出前沿推进方程，习惯上称作Buckley-Leverett(B-L)方程。求解此方程，就可得到地层的饱和度分布及地层的驱替情况。1959年，马克西莫夫提出甲型水驱曲线方程，1978年由童宪章将其命名。
自1973年开始,Fetkovich从渗流理论出发较为深入地揭示了产量递减的本质,比较系统地研究了产量递减曲线,并将理论产量递减曲线和Arpes产量递减方程组合到一起,形成Fctkovic和Arpes联合产量递减模型,它直观地展示了产量递减规律和泄流边界的影响,但是该方法仅适用于定压生产条件由此可以对油田未来的累积产油量和累积产水量进行动态预测，并油田生产进行规划。
1971年Jusrivaiorgs详细研究了在低渗透气藏中岩石压力对产量的影响。1972年Rex.DThomasl分析了在致密砂岩气藏中上覆压力和含水饱和度对气相有效渗透率的影响。1974年Messer.PH.等人研究了高压气井井底压力的计算方法。1979年FirozzbadiA.和KatzD.L.研究了在多孔介质中气体的高速流动。1982年EzeudembathA.S.和DrnaohukP.M.又对此作了进一步的研究。
Helset和Nordtvedt等人(1998)在考虑毛细管压力时对相对渗透率计算进行了计算,提出考虑毛细管压力时的驱替实验,可以在低速下进行,计算参数只需实验中所测量的饱和度和压力,并且可以确定任意饱和度下的相对渗透率
1998年，Agarwal和Gardner等人通过重新定义无量纲量,提出了用于垂直裂缝井生产数据分析的新型产量递减曲线,后来他们在Blasingame产量递减曲线模板基础之上开始利用压力不稳定试井典型曲线的无量纲井底力之倒数(l/pw。(切))来表示普通产量递减规律,取得了较好的效果。
经过一个世纪左右的发展，油气井生产动态分析技术以达到一个相当成熟的阶段，大多数油井都能够比较准确、稳定的进行动态分析和预测。但仍有许多井无法达到正常稳定的测量和预测。
1.3 本文主要工作
(1) 谭家营油田油藏地质特征认识；
(2) 调研谭家营油区勘探开发基本现状；
(3) 谭家营油区区块、单井注水开发动态分析；
(4) 谭家营油区注水开发整体效果评价。
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2 油藏地质特征及勘探开发研究

2.1 地理简况
谭家营油田位于陕西省延安市安塞县谭家营乡，区域构造处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部。地表属典型的黄土塬峁地形，地面海拔在1100～1400m之间，相对高差较大。处于内陆中纬度地带，属温带半干旱大陆性季风气候，温差较大，最低气温-25℃，最高气温35℃，年平均气温7℃～12℃，日照充足，风沙频繁，雨季迟且雨量年际变化大，年平均降雨量400mm左右，整体表现为：冬、春易旱，且有风沙，夏季多暴雨。地表侵蚀切割严重，地形起伏高差100～200m，河谷底部广泛裸露巨厚的棕红色疏松“洛河砂岩”，地表水和地下水资源丰富。

图2-1　研究区构造位置图
2.3 构造及沉积发展史
鄂尔多斯盆地跨越陕、甘、宁、蒙、晋五省区，是一个近矩形构造盆地。四周以构造断裂与周边构造单元相连。盆地东部以离石断裂带与吕梁山隆起带相接，西部经掩冲构造带与六盘山、银川盆地相邻,南面与渭河地塑以其北界断裂相连，北边与河套地暂间仍以断层为界。鄂尔多斯盆地地处我国东、西部构造区域的多期、反复交替拉张和挤压作用相互影响、互为补偿的结合区。其以不整合面为重要界限，为多构造体制、多演化阶段、多沉积体系、多原型盆地叠加的复合克拉通盆地。盆地周缘为活动的褶皱山系和地塑系，而盆地内部则结构简单、构造平缓、沉降稳定、地层“整合”、断裂较少。构成“稳定地块被活动构造带所环绕”的构造格局。
根据基底性质、地质演化历史和构造特征,鄂尔多斯盆油区域构造可划分为六个一级构造单元：伊盟隆起、渭北隆起、西缘冲断构造带、天环坳陷、陕北斜坡(伊陕斜坡)及晋西烧褶带。
本构造位置属伊陕斜坡中部，构造形态简单，在西倾构造背景上发育多排鼻状构造。研究表明，盆地腹部油区中生界局部(鼻状)构造形成并非构造应力所致，而是由于沉积时岩性差异以及古地形起伏导致充填式差异、差异压实而形成的披复构造。
2.4 构造特征
本区位于鄂尔多斯盆地侏罗纪甘陕古河附近，东西向展布的甘陕古河两侧发育众多的支水系与沟谷，在起伏较大的延长组顶面古地貌背景上沉积的侏罗系早期地层厚度差异较大，从几十到二百余米。差异沉积与差异压实作用形成了众多的鼻状构造与小圈闭。
2.5 油藏特征
本区位于伊陕大斜坡中部，油藏受控砂体与构造的双重因素。油藏类型与周边已开发多年的安塞、靖安等油田相似。区域油藏主要为长21油层组，包括长21-2、长21-3。谭家营油田延长组长21油藏,发育于河道内部，砂体与鼻隆构造形成良好匹配(砂体走向与构造鼻隆垂向相交)，且在其上倾方向砂岩尖灭，形成良好遮挡。整个谭家营油田位于一个大的近于东西向的鼻隆构造带上，近南北向砂体主带恰好与之完美匹配，形成了谭家营油田长21油藏。
谭家营长2油藏埋深很浅，一般深度在515m~879m之间，原油以轻质油为主，物性条件相对较好，以中孔-中渗为主,是相对优质油藏。
2.6 层系划分
2.6.1 小层划分与对比
鄂尔多斯盆地中生界上三叠统延长组与下伏纸坊组呈平行不整合接触，与上覆下侏罗统延安组或富县组亦呈平行不整合接触。延长组的地层厚度一般在400~1400m左右，总体上呈现南厚北薄的特点。本区地层发育相对比较完整，自上而下分别为第四系、侏罗系及三叠系地层。其中延长组中上部油层组为本区主要产油层。
将延长组细分10个油层组(长1~长10)(表2-1)。陕北油区延长组发育K0~K9十个标志层，其中K8、K9在本区较明显。本区的K8标志层位于长22的的顶部，电性特征为高声波时差，大井径，低电阻，高自然伽玛，岩性为暗色泥岩，碳质泥页岩厚度为1~3m，K8标志层在本区大多数井中存在，成为地层对比的良好标志，这为划分长22和长21提供了方便。长2油层组的确定首先是找到区内延长组上部最明显的K9标志层，该标志层位于长1底部。K9往下130m左右有一个富泥层段，岩性主要为灰黑色泥岩、碳质泥岩及凝灰质泥岩，为长2与长3的分界。
表2-1 延长组地层简表
分层

厚度
（m)

岩性

标志层
系
组
油层组
侏罗系
富
县
组

富县组

0-250

杂色泥岩类灰白色中粗粒至含烁粗砂

三叠系

延
长
组

长1
0-240
暗色泥岩、泥质粉砂岩、粉细砂岩不等厚互层
K9

长2
长21
40-50
灰绿色块状細砂岩夹暗色泥

长22
40-50
浅灰色细砂岩夹暗色泥岩
K8
长23
40-50
灰、浅灰色细砂岩夹暗色泥岩
K7
长3
90-110
浅灰、灰褐色细砂岩夹暗色泥岩
K6

长4-5
长4-51
40
浅灰色粉细砂岩与暗色泥岩互层

K5
长4-52
40
浅灰色粉细砂岩与暗色泥岩互层

长6
长61
35-45
褐灰色块状细砂岩夹暗色泥岩
k4
长62
35-45
浅灰色粉细砂岩夹暗色泥岩
K3
长63
35-45
灰黑色泥岩、泥质粉砂岩、粉细砂岩互层
K2
长7
80-100
暗色泥岩、炭质泥岩、油页岩夹薄层粉细砂岩
K1
长8
70-85
暗色泥岩、砂质泥岩夹灰色粉细砂岩

长9
90-120
暗色泥岩、页岩夹灰色粉细砂岩

长10
280-350
灰色厚层块状中细砂岩,粗砂岩,麻斑结构

纸坊组

500
上部灰岩、掠紫色泥岩加砂岩,下部为灰绿色砂岩、砂砾岩

2.6.2 开发层系划分
谭家营油区是以长2油层为主体的低渗透油田，属于典型的岩性-构造油藏，具有低地层压力、低气油比、低渗、低产等特点。长2油层地分为长21。长22、长23三层。另外针对谭家营的主力产层长21，为了能够细化到单砂体，对油藏的精细化，我们结合其内部韵律性、厚度、泥岩发育特征等,将其划分为长21-1、长2l-2和长2l-3（图2-2）。
根据谭家营油区长2油藏储量，同时由于本区长21-2和长21-3的物性、流体性质、构造形态、压力系统均很接近，分布面积广，厚度大，从稳产、高产和经济效益考虑，用一套层系开发较合理。储量动用程度最高的是长21-2，但长21-2剩余储量的绝对数仍较大，所以长21-2仍然是构成安塞油田谭家营油区长2油藏今后开发的主力层位，长21-3动用程度很低，但其剩余储量的绝对数很大，但由于存在底水，在开发过程中底水锥进，长21-3水淹严重，只是需加强对长21-3的动用和开发控制。根据杏子川油田开发实际，优先开发长21-2，长21-3作为接替层系（表2-2）。
表2-2 谭家营储量和动用程度

层位
初始状态
2004年11月
2006年12月
2013年12月
储量
(万t)
占有百
分数
储量
(万t)
动用程
度%
储量
(万t)
动用程
度%
储量
(万t)
动用程
度%
长21-2
153
54
141. 04
7. 82
139. 41
8. 88
129.32
15.48
长21-3
130
46
129. 96
0. 03
129. 92
0. 07
125.43
3.52
合计
283

271
4. 24
269. 33
4. 83
254.75
9.5

图2-2 杏70井地质分层图

2.7 流体性质
2.7.1 原油性质
根据现有资料借鉴研究区临近油区塞1井、塞5井高压物性资料(表2-3)。
表2-3 高压物性分析

井号

层位

取样
地层
m
地
层
压
力
MPa
地层
温度
℃
饱
和
压
力
MPa
压
缩
系
数1/MPa
地层
原油
粘度10-3
Pa.s
油
气
比
m3/t
体积系数
收缩率%
地层原油密度g/ml

溶解
系数m3/
m3MPa
塞1
长2
663-566
4.62
30.5
1.18
9.2
6.9
11.2
1.04
3.6
0.820
0.797
塞1
长2
663-556
4.92
30
0.82
8.1
10.5
7.2
1.03
2.4
0.827
0.732
塞5
长2
719-721
4.97
35.6
1.14
8.7
7.8
11.1
1.05
4.8
0.819
0.825
平均

4.84

1.05
8.67
8.40
9.83
1.04
3.6
0.822
0.78

从其高压物性分析资料可以看出长2油层地层压力4.84Mpa，地层原油密度为0.822g/ml，换算成地面原油密度平均为0.856g/ml，地层原油粘度8.4mPa.s，饱和压力1.05Mpa，压缩系数8.67/MPa，体积系数1.04，收缩率3.6%，溶解系数0.78，气油比9.83m3/t。
2.7.2 地层水性质
根据研究区内地层水分析资料(表2-4)可知，长2油层组总矿化度平均为16.03g/l，水型主要为CaCl2与Na2S04，PH约为6.8。
表2-4 潭家营油田长2油层组油藏水分析资料统计表
井号
水型
矿化度(g/1)
PH
备注
杏38
CaCl2
33.94
7.3

杏64-1
Na2S04
11.86
6.5-6.6

杏116
CaCl2
30.79
6.8
含少量H2S
杏116
Na2S04
9.49
6.8

杏65-1
Na2S04
8.58
6.7-6.8

杏107
Na2S04
10.85
6.2-6.3

杏113
Na2S04
6.76
6．4

平均值

16.0

2.8 开发简况
陕北地区石油勘探开发历史相对较长，针对三叠统延长组的油气勘探，从1907年延长第一口钻井出油到近些年来西峰油田的建成，基本贯穿了盆地油气勘探的整个历程。20世纪60年代初期，原地质矿产部第三石油普查勘探大队在油田北部施工的志参井、新志20井在三叠系延长组、侏罗系延安组发现了良好的油气显示，特别是发现了长6油层，建立了该区中生界侏罗系和三叠系延长组中部以上地层的完整地质剖面，获得了详细的油气层资料。目前已基本认识到，延长组油田主要分布于盆地中北部和西南部，且油田的产层多为长2、长6、长8油层组。其中长2油层组油田主要分布于盆地中南的北部，以陕北地区的分布最广。长2油藏石油地质储量235×104t，储量丰度91×104t/km2，为具有边底水的构造-岩性油藏。谭家营油田从1995年投产，初期一直依靠天然能量开采，2004年11月开始进入注水开发阶段，截止2013底生产井438口，其中3013年新投产井179口，注水井48口，平均日产油194.55t，日产水565.97m3，平均单井日产油0.44t，平均单井日产水1.29m3，区块累计生产原油 29.51×104t，累计产水116.11×104t，综合含水率79.7%，采出程度15.02%。
2.9 开发方式
油田开发方式主要取决于油藏可利用的天然能量大小，它与油田的地质条件、流体性质、水体大小以及采油速度等有关。
2.9.1 注水开发的必要性
1）采收率计算
谭家营油区长2油藏属低压油藏，平均原油密度为0.822g/cm3，地层原油粘度8.4mPa.s，饱和压力1.05MPa，压缩系数8.67×10-4/MPa，体积系数1.04，收缩率3.6%，溶解系数0.78，气油比9.83m3/t。根据杏58井长21油层段具有岩心资料分析，本区长21储层孔隙度平均值为13.17%，渗透率平均值为1.243×10-3μm2。
弹性采收率公式：
（2-1）
式中：
Erb—弹性采收率，小数；
Ct—综合压缩系数，MPa-1；
Co—地层原油的压缩系数，MPa-1；
Δpb—地饱压差，MPa。
溶解气驱采收率公式：
（2-2）
式中：
ER—溶解气驱采收率，小数；
Ф—地层孔隙度，小数；
Swi—地层束缚水饱和度，小数；
Bob—饱和压力下的原油体积系数；
μob—饱和压力下的地层原油粘度，MPa.s；
K—地层平均绝对渗透率，mD；
pb—饱和压力，MPa；
pa—油田开发结束时的地层废弃压力，MPa。
根据式（2-1）计算其弹性采收率为0.4%，根据式（2-2）计算溶解气驱采收率为10.87％。因此，采用自然能量开发采收率仅为11.27％。
2） 单井产能
谭家营油田单井产量从开采初期的3-5t/d下降到2004年底的0.4t/d左右，说明地层能量不足，产量递减快，单井产量低。因此，必须采用注水开发方式补充能量才能提高开发效益。2013年底单井产量0.44t/d左右。
综合以上分析，该区必须采用注水开发方式，补充能量进行注水开发。
3.2.2 注水开发的可行性
1）储层敏感性
本区粘土矿物以酸敏性矿物绿泥石为主，相对含量达73％，其次为高岭土，相对含量22％，伊利石3％，伊／蒙混层相对含量2％，混层比<10％。从储层粘土矿物分析结果看，注水开发可行。
根据谭家营油区及临区岩芯水敏实验结果，本区存在一定程度的水敏性（表2-5）。
表2-5 谭家营油区长2油层组水敏性分析
序
号
井号
岩样
编号
气体
渗透率
(10-3μm2)
孔隙度
(%)
地层水
渗透率
(10-3μm2)
次地层
水渗透率
(10-3μm2)
蒸馏水
渗透率
(10-3μm2)
水敏
指数
水敏
类型
1
杏100

19.67
18.3
11.454

8.877
0.22
弱水敏
2
杏58-1
X58-1-3
0.54
13.89
0.135
0.129
0.048
0.64
中等偏强
3
杏58-2
X58-2-5
2.30
14.35
0.578
0.412
0.092
0.84
强水敏
因此，谭家营油区长2油藏在注水开发过程中应优选防膨剂，减弱储层水敏性伤害。
2）水驱油试验
根据杏58井室内岩心水驱油试验结果（表2-6），确定谭家营油区长2无水期驱油效率为35.3～39%，最终水驱油效率为43～49%，注水开发可提高最终采收率。

表2-6谭家营油区长2储层水驱油数据表

岩
样
号

层
位

气测
渗透率
（×10-3μm2）
孔
隙
度
（%）
束
水
饱
和
度
（%）
残油
饱和
度
（%）
无水
期驱
油效
率
（%）
含水95%时
含水98%时
最终期
驱油
效率
（%）
注入
倍数

驱油
效率
（%）
注入
倍数

驱油
效率
（%）
注入
倍数
1-1/30
长2
0.591
10.5
31.9
34.8
35.3
41.7
0.67
42.3
0.98
48.9
21.22
3）现场注水效果分析
从2004年11月开始，谭家营油区开始注水，截止2013年底共有48口注水井。从注水井注水特征看（图2-3、图2-4），储层吸水能力较强。

图2-3 杏106井吸水剖面图 图2-4 杏4井吸水剖面图
从油井生产情况看，注采井组中各油井已陆续见到注水效果，以其中7口典型井为例进行具体分析（图2-5～2-11）。

图2-5 杏22-2产油量与时间关系曲线

图2-6 杏21 产油量与时间关系曲线

图2-7 杏21-3产油量与时间关系曲线

图2-8 杏16产油量与时间关系曲线

图2-9杏45-1产油量与时间关系曲线

图2-10 杏46-2产油量与时间关系曲线

图2-11 杏46-3产油量与时间关系曲线
其中杏22-2井、杏21井、杏21-3井和杏16井是从2004年11月开始注水生产，杏46-2井、杏45-1井、杏46-3井三口井是从2010年6月开始注水生产。
这7口井中大体表现为三种特征，其中杏16井和杏46-2井在注水后产量稳步上升、注水见效显著；杏