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摘 要：随着油田勘探、开发的不断深入，子长油田余家坪区块含水上升、产量递减的问题日益突出，发现新增储量的难度越来越大，要实现油田的稳产，区块挖潜工作越来越重要。因此，对余家坪区开发效果评价进行定量而有效地评价，为提供相应的调整对策，保障子长油田的稳产具有重要意义。
关键词：
1油田基本概况
子长采油厂余家坪区位于陕西省子长县余家坪乡郝家沟、杨家沟以及所属邻区部分区域内，区内地表为黄土塬，属黄土高原的侵蚀梁峁地貌，地形较为复杂，地面海拔一般为1100～1300m，相对高差一般在150～200m左右。气候干燥缺水，年降水量300～600mm，年平均气温8～12℃。余家坪区大地构造位置处在鄂尔多斯盆地东部的陕北斜坡上，该斜坡为一西倾单斜构造，地层倾角约0.5°。全区构造简单，未见到有规模的断裂、褶皱出现。长2油藏主要为河道砂岩，砂层厚度大，且含油丰富。
2油井开采特征分析
油井自然产能低，压裂改造后才具有工业开采价值自然产能低是低渗透率砂岩油藏成为一种特殊类型油藏的本质原因，余家坪区长2油层同样具有油井自然产量低的特点。由于油层埋藏浅、地层压力低，油井几乎没有自然产量，只有通过压裂改造后才具有工业开采价值。
注水开发后油井产量递减减缓，在余家坪区长2油层注水开发后油井产量变化规律分析中，仍然选择注水时间早、位于油藏主体部位的注采井组为代表进行分析。同时为了与依靠天然能量开采阶段进行对比，选择余8026、余8027注采井组中的采油井（余8018井、余8019井）进行分析，依次计算出每月的平均单井日产液量、日产油量，作出时间与平均单井日产液量、日采油量曲线，即为产量递减曲线。研究依靠注水开发油井的产量变化规律。研究结果表明：油井日产水平整体仍然呈两段式递减，第一段：低产稳产阶段，注水井注水后油井缓慢见效，递减速度减缓，当注水井注入一段时间后，采油井明显见效，日产水平大幅度增加，就进入第二段：缓慢递减阶段。
通过对余家坪区长2油层已投产井产量变化与储层物性、油层发育情况，措施及注水等因素的分析表明，平面上，由于油井全部压裂投产，余家平区长2油层主体部位单井之间初期产量相差不大，稳定生产后油井产能受储层物性和注采井网完善程度的控制。储层物性相对较好、油层较为发育的区域油井产量相对较高，注水区域油井累积产量高于自然能量开采油井。高产井主要集中在物性较好的砂体主河道部位和注采井网相对完善区域。
3注水开发效果与分析
3.1油田注水基本情况
余家坪注水站于2001年12月15日投注后，逐步形成包括不规则的反七点法、反九点井网为主，及部分不规则井网为辅的注采系统，目前注水开发区域共投注水井78口，采油井477口，注采井数比0.16。平面上注水井的注水量存在一定差异，初期平均单井月注水199m3，折算平均单井日注水6.6m3/d。目前开井73口，平均单井日注水8.7m3/d，油藏已累积注水143.61×104m3，平均单井累积注水18896m3。
3.2注水见效特征分析
通过对长2油层78个注采井组统计分析，采油井受效情况主要受注采井之间距离、受效向数、裂缝发育方向、沉积微相及注水井注入效果等多重因素影响。统计78口注水井周围一线井共有335口，其中明显见效井181口，占54%；见效井70口，占21%；见效不明显井38口，占11%；不见效井46口，占14%。从注采井之间距离远近与油井注水见效情况统计结果分析，油水井之间距离小于200m时注水效果最好，对应采油井明显见效和见效井比例高，占78%，因此推测余家坪区长2油层合理井距应小于200m。
3.3注水开发稳定地层压
余家坪区长2油层实测压力数据较少，测压只有9口井，间接连续测压只有5口井。统计2005年—2009年的实测压力数据，随着油藏注采井网的不断完善，油井逐步见到注水效果，地层压力逐步回升或保持稳定，说明注水起到稳定地层压力的作用。如8041井2008年9月实测地层压力0.773MPa，2009年6月实测地层压力0.9699MPa。
3.4压力系统评价
在注水油田注水开发过程中，油层压力保持水平过高会引起注入水单向水窜，油井过早见水和水淹，过低会影响油井产量和开发效果，因此，油层压力保持水平既不能过高，也不能过低，应该有一个合理压力保持水平。
根据安塞152、靖安张渠等陕北地区同类长2油田开发经验，合理的地层压力保持水平位为原始地层压力的70%-90%。
余家坪区长2油层为典型的低渗透油藏，原始地层压力为2.341Mpa，饱和压力0.684MPa，由于注水工作滞后，目前仍有50%左右的地质储量依靠天然能量开发。致使已开发动用区域目前地层压力水平低，1.2492Mpa，只有原始地层压力的53.4%；致使大部分油井长时间处于低速低产，目前平均单井日产液仅0.82m3/d。
3.5压裂效果评价
余家坪区长2油层由于油层埋藏浅、地层压力低，油井几乎没有自然产量，注水井几乎注不进水，只有通过压裂改造后才能够正常开采和注入。从目前统计的油水井情况看，油井、水井均采用压裂改造后再投入生产。
目前78口注水井全部压裂后进行注水，其中有60口注水井进行了一次压裂，16口注水井进行了二次压裂，2口注水井进行了三次压裂，压裂后注水井注入正常，初期平均单井月注水199m3，折算平均单井日注水6.6m3/d。目前开井73口，平均单井日注水8.7m3/d，油藏已累积注水143.61×104m3，平均单井累积注水18896m3。
分析该区具有代表性的（8124、8540、8163、8118、8220、8233）六口井大地电位法监测资料，五口井有一翼裂缝方位角在45°～65°之间，另一翼在220°～245°之间。裂缝的长度：北东方向平均44.75米，西南方向平均24.5米。
4结论
（1）余家坪区长2油层边底水不活跃，属于天然能量微弱的油藏。油井自然产能低，壓裂改造后才具有工业开采价值，平面上不同部位、纵向上不同小层产能存在差异。采用不规则井网注水开发后，75%油井不同程度见效，获得较好的注水开发效果，区块采收率较天然能量开发提高12.5%。目前该区处于中含水稳产阶段，剩余油连片富集。
（2）油水井之间距离小于200m时注水效果最好，对应采油井明显见效和见效井比例高，占78%，因此推测余家坪区长2油层合理井距应小于200m。
（3）合理的地层压力保持水平位为原始地层压力的70%-90%。
参考文献
[1]陈秀兰，叶青竹，聂光华，等.安塞油田坪北区强化注水提高开发效果[J].江汉石油职工大学学报，2008，21（4）：8-12.
[2]樊成.鄂尔多斯盆地低渗透油田开发技术应用及探讨[J].石油化工应用，2009，28（1）：48-51.
[3]孙欣华，刘桂香，康毅，等.温西三区块注水开发效果评价[J].吐哈油气，2009，31（3）：31-33.
关键词：
1油田基本概况
子长采油厂余家坪区位于陕西省子长县余家坪乡郝家沟、杨家沟以及所属邻区部分区域内，区内地表为黄土塬，属黄土高原的侵蚀梁峁地貌，地形较为复杂，地面海拔一般为1100～1300m，相对高差一般在150～200m左右。气候干燥缺水，年降水量300～600mm，年平均气温8～12℃。余家坪区大地构造位置处在鄂尔多斯盆地东部的陕北斜坡上，该斜坡为一西倾单斜构造，地层倾角约0.5°。全区构造简单，未见到有规模的断裂、褶皱出现。长2油藏主要为河道砂岩，砂层厚度大，且含油丰富。
2油井开采特征分析
油井自然产能低，压裂改造后才具有工业开采价值自然产能低是低渗透率砂岩油藏成为一种特殊类型油藏的本质原因，余家坪区长2油层同样具有油井自然产量低的特点。由于油层埋藏浅、地层压力低，油井几乎没有自然产量，只有通过压裂改造后才具有工业开采价值。
注水开发后油井产量递减减缓，在余家坪区长2油层注水开发后油井产量变化规律分析中，仍然选择注水时间早、位于油藏主体部位的注采井组为代表进行分析。同时为了与依靠天然能量开采阶段进行对比，选择余8026、余8027注采井组中的采油井（余8018井、余8019井）进行分析，依次计算出每月的平均单井日产液量、日产油量，作出时间与平均单井日产液量、日采油量曲线，即为产量递减曲线。研究依靠注水开发油井的产量变化规律。研究结果表明：油井日产水平整体仍然呈两段式递减，第一段：低产稳产阶段，注水井注水后油井缓慢见效，递减速度减缓，当注水井注入一段时间后，采油井明显见效，日产水平大幅度增加，就进入第二段：缓慢递减阶段。
通过对余家坪区长2油层已投产井产量变化与储层物性、油层发育情况，措施及注水等因素的分析表明，平面上，由于油井全部压裂投产，余家平区长2油层主体部位单井之间初期产量相差不大，稳定生产后油井产能受储层物性和注采井网完善程度的控制。储层物性相对较好、油层较为发育的区域油井产量相对较高，注水区域油井累积产量高于自然能量开采油井。高产井主要集中在物性较好的砂体主河道部位和注采井网相对完善区域。
3注水开发效果与分析
3.1油田注水基本情况
余家坪注水站于2001年12月15日投注后，逐步形成包括不规则的反七点法、反九点井网为主，及部分不规则井网为辅的注采系统，目前注水开发区域共投注水井78口，采油井477口，注采井数比0.16。平面上注水井的注水量存在一定差异，初期平均单井月注水199m3，折算平均单井日注水6.6m3/d。目前开井73口，平均单井日注水8.7m3/d，油藏已累积注水143.61×104m3，平均单井累积注水18896m3。
3.2注水见效特征分析
通过对长2油层78个注采井组统计分析，采油井受效情况主要受注采井之间距离、受效向数、裂缝发育方向、沉积微相及注水井注入效果等多重因素影响。统计78口注水井周围一线井共有335口，其中明显见效井181口，占54%；见效井70口，占21%；见效不明显井38口，占11%；不见效井46口，占14%。从注采井之间距离远近与油井注水见效情况统计结果分析，油水井之间距离小于200m时注水效果最好，对应采油井明显见效和见效井比例高，占78%，因此推测余家坪区长2油层合理井距应小于200m。
3.3注水开发稳定地层压
余家坪区长2油层实测压力数据较少，测压只有9口井，间接连续测压只有5口井。统计2005年—2009年的实测压力数据，随着油藏注采井网的不断完善，油井逐步见到注水效果，地层压力逐步回升或保持稳定，说明注水起到稳定地层压力的作用。如8041井2008年9月实测地层压力0.773MPa，2009年6月实测地层压力0.9699MPa。
3.4压力系统评价
在注水油田注水开发过程中，油层压力保持水平过高会引起注入水单向水窜，油井过早见水和水淹，过低会影响油井产量和开发效果，因此，油层压力保持水平既不能过高，也不能过低，应该有一个合理压力保持水平。
根据安塞152、靖安张渠等陕北地区同类长2油田开发经验，合理的地层压力保持水平位为原始地层压力的70%-90%。
余家坪区长2油层为典型的低渗透油藏，原始地层压力为2.341Mpa，饱和压力0.684MPa，由于注水工作滞后，目前仍有50%左右的地质储量依靠天然能量开发。致使已开发动用区域目前地层压力水平低，1.2492Mpa，只有原始地层压力的53.4%；致使大部分油井长时间处于低速低产，目前平均单井日产液仅0.82m3/d。
3.5压裂效果评价
余家坪区长2油层由于油层埋藏浅、地层压力低，油井几乎没有自然产量，注水井几乎注不进水，只有通过压裂改造后才能够正常开采和注入。从目前统计的油水井情况看，油井、水井均采用压裂改造后再投入生产。
目前78口注水井全部压裂后进行注水，其中有60口注水井进行了一次压裂，16口注水井进行了二次压裂，2口注水井进行了三次压裂，压裂后注水井注入正常，初期平均单井月注水199m3，折算平均单井日注水6.6m3/d。目前开井73口，平均单井日注水8.7m3/d，油藏已累积注水143.61×104m3，平均单井累积注水18896m3。
分析该区具有代表性的（8124、8540、8163、8118、8220、8233）六口井大地电位法监测资料，五口井有一翼裂缝方位角在45°～65°之间，另一翼在220°～245°之间。裂缝的长度：北东方向平均44.75米，西南方向平均24.5米。
4结论
（1）余家坪区长2油层边底水不活跃，属于天然能量微弱的油藏。油井自然产能低，壓裂改造后才具有工业开采价值，平面上不同部位、纵向上不同小层产能存在差异。采用不规则井网注水开发后，75%油井不同程度见效，获得较好的注水开发效果，区块采收率较天然能量开发提高12.5%。目前该区处于中含水稳产阶段，剩余油连片富集。
（2）油水井之间距离小于200m时注水效果最好，对应采油井明显见效和见效井比例高，占78%，因此推测余家坪区长2油层合理井距应小于200m。
（3）合理的地层压力保持水平位为原始地层压力的70%-90%。
参考文献
[1]陈秀兰，叶青竹，聂光华，等.安塞油田坪北区强化注水提高开发效果[J].江汉石油职工大学学报，2008，21（4）：8-12.
[2]樊成.鄂尔多斯盆地低渗透油田开发技术应用及探讨[J].石油化工应用，2009，28（1）：48-51.
[3]孙欣华，刘桂香，康毅，等.温西三区块注水开发效果评价[J].吐哈油气，2009，31（3）：31-33.