【摘 要】樊144块油藏是典型的特低渗透油藏，油藏平均渗透率3.72毫达西。目前采用天然能量开发。以矿场数据为基础，采用油藏工程方法分析了产量递减特征，预测了油藏弹性采收率。采用与本区域其他油藏注水效果对比的方法，提出应该对该区块进行注水开发。在设计注采井网和注采参数的基础上，采用数值模拟方法预测了水驱开发效果，可以比弹性开发提高采收率10.9%，效果明显。
　　【关键字】樊144油藏；注水开发；弹性开发；数值模拟
　　前言
　　樊144块位于山东省高青县，区域构造位于金家-正理庄-樊家鼻状构造带中部，高89块东部，主力含油层系沙四上，油藏埋深3100～3300米，构造为一受北界断层切割的断鼻构造，地层北高南低，地层倾角5-8度，地质储量350万吨。由于该油藏渗透率低，天然能量不足，因弹性开发产量递减较快，目前新井平均产量为6.6吨。
　　1、油藏地质及流体概况
　　2、弹性开发动态预测
　　樊144块原油粘度低，地饱压差大，因此初期主要采用了天然能量开发方式。但是从目前的开发方式下，显示出产量遞减速度快的特征。生产井具有较短时间的稳定期，但是很快进入产量递减阶段。例如樊137井2000年11月投产，5吨以上稳产了9个月，具有一定的稳产期，到2007年11月累计生产84个月，累计产油5705吨，第一年递减较大，月自然递减达3.3%，年递减率36%，后期年递减率为18%。
　　采用弹性开发采收率预测方法[1]，预测该油藏到2022年，日产油量7.9t/d，采出程度仅仅8.9%，预测动态见图1。此外由于采用弹性开发方式地层压力下降较快，在压敏效应的作用下，地层渗透率降低严重，更加重了产量递减特征。为保证产量稳产，提高油藏采收率，确保区块开发效果，为此建议尽快实施注水开发，补充地层能量[2]。
　　3、注水开发设计研究
　　采用本区域同类油藏对比的方法，分析注水开发可行性。从该区域目前注水开发的5个低渗透油藏来看，注水均见效，见效最好的为樊128块，其次为纯62块、梁4块、樊31块、纯62块来看，最差的为梁8块。目前这5个区块注水均取得了好效果。例如梁4块的物性较樊144块差，油层厚度薄，但在注采井距合理的井组油井有见效显示，区块注水井区对应油井5口，3口井有见效显示，注水见效期在5个月左右，见效初期动液面由1575米上升到1141米，日油由10.9吨上升到14.1吨，受效油井产量回升。因此在物性相对较好的樊144块选择井组实施注水开发有望成功。
　　因区块内断层发育，难以整体考虑实施注水井网设计，因此针对井区、井组实施灵活的反五点法注采井网，按早期井网设计的260×520的井网，加密注水井，形成220/260米的注采井网。注水井网设计总井数13口，其中油井9口，水井3口，在井组形成反五点法注采井网。
　　实施过程中合理注采比应在0.6～0.8之间。6口老井日产液50吨，日产油46吨，含水8%，新油井产量按区块投产井初产的平均值，3口井初期日液66吨，日油45吨，含水32%，则区块的3口水井的注水量控制在15～25m3，注采比控制在0.8以下，延长无水采油期，防止裂缝窜通，导致油井暴性水淹。预测樊144块水线速度为2.7m/d，见效时间81～96天。在以上方案的基础上，采用数值模拟方法[3]，预测2022年累积产油18.2×104t，采出程度19.6%，水井注水量在15～25m3，注采比在0.8以内，年注水量在0.45～0.75×104m3，2022年累积注水7.68×104m3。
　　4、结论
　　樊144块油藏在采用弹性开发方式下，产量下降快，采出程度低，储层压敏效应影响大。针对目前的开发特征，结合对本区域其他油藏的对比，提出樊144最好采用注水方式开发，保持地层压力，提高开发效果。数值模拟预测表明，注水开发方式相同开发时间内可以提高采收率10.7%，效果明显。