油藏開發過程中存在的問題及調整建議探討

王紅敏

摘要：本文研究了油藏在開發過程中存在的問題及下步開發手段的調整建議。開發以來，切6區E31水驅動用程度呈逐年下降趨勢，水驅儲量動用程度有進一步提高的空間，有望通過中高含水期水井調剖、分層酸化和井網調整等工作，減緩層間干擾，改善注水效果，從而達到提高油層供液能力、減緩遞減、增加油藏可采儲量的目的。

關鍵詞：開發;水驅;注采井網

昆北油田從試采到正式開發，對切六區E1 3油藏在構造、儲層研究等方面的整體認識雖然一直在不斷加深，油藏在合理利用邊底水能量的情況下，生產情況良好。近年來，E1 3油藏陸續實施了一些針對油藏生產現狀的措施，油藏生產情況一直較好，但是2014年初以來油藏呈現整體液量下降的趨勢，油藏產量從2014年初的日產122噸下降到目前日產95噸，2014年10月油藏自然遞減已經超過10%。

1、油田開發現狀

截止2015年11月底，切6區E1 3油藏共有油井12口，開井12口，日產油78.03t，平均單井日產油6.5t/d，月產油0.2341×104t，日產液155.8t /d，綜合含水49.92%，累計產油31.5624×104t，累積產水13×87104m3;注水井12口，開井12口，平均單井日注13.32m3/d，月注采比0.81，累積注水量48.0301×104m3，累注采比0.86。

2、開發過程中含水上升的原因分析

綜合儲層物性、油水分布、水質分析等資料，開展注水見效及油井來水方向分析等研究，認為油藏含水上升主要原因如下：

2.1 地層水與注入水突進導致含水快速上升。

切6區E1 3油藏Ⅰ-12小層砂體分布穩定，有統一的油水界面，存在注入水、地層水突進現象。例如：切六-H206井位于切6區E31油藏含油邊界附近，2008年11月投產后到2009年11月切六-207井轉注期間，無人工注水補充能量，動液面和產液量保持穩定，含水上升快，氯離子含量有所上升，應為地層水突進所致;2010年上半年，含水再次開始上升，氯離子含量有所下降但仍高于初投產時的含量，是注入水與地層水共同作用結果;切六-201井2008年10月投產，液量、產量、含水、液面一直穩定，切六-216井2010年10月開始注水，切六-201井含水上升，同時氯離子含量下降，說明注入水快速突進。

2.2 階段注采比過大，加劇了注入水的突進。

切6井區E1 3油藏主力開發層厚度大、物性較好、吸水能力較強，2011年水井配注量偏高，油藏各月注采比基本在1.5以上，高于方案論證的合理注采比1.2，年注采比達到1.63，加劇了注入水的突進，造成油藏含水快速上升，該油藏2010年底綜合含水為22.43%，2011年底高達34.88%，年含水上升速度12.5%;年均含水從2010年的16.73%上升到2011年33.38%，含水上升率28.4%，遠高于油藏理論水平。

2011年底開始控制油井工作制度，并于2012年開展調整合理注采比工作（年注采比1.22），取得良好效果，油藏含水得到有效控制，單井日產同時得到恢復。

3、注采井網適應性評價

（1）層系劃分

目前切6區按油藏劃分為E1 3和E1+2兩套層系開發，油層有效厚度分別為24.6米和16.9米，滿足分層系開發對油層有效厚度的要求;E31油藏主力層僅1層，且物性較好，E1+2油藏主力、次主力層有6個且縱向分布比較集中，儲層物性明顯差于E31油藏，儲層非均質性強，兩油藏油層分布井段在縱向相距200米左右，分兩套層系開發可避免層間干擾。因此目前層系劃分是合適的。

（2）注采井網

從各油藏開發情況來看，目前切6區E31油藏的注采井網基本能夠適應油藏開發需要。

網形式：切6區E1 3、E1+2油藏開發方案已于2011年基本完成實施，基礎井網形式已經形成。切6區E31油藏含油面積小，有統一的油水界面，目前采用的不規則井網比較靈活，可以適應油藏特征、滿足開發需求。

注采井距：經油藏工程與數值模擬方法論證，切6區E1 3油藏合理井距均為350m;目前實際井網分以方案部署的280m不規則井網為主，從生產情況來看，注采井距比較合適。

井型組合：目前切6區E1 3油藏采用直井+水平井開發模式，在方案實施初期達到了“少井多產”的經濟效益目標。

水井數比：根據開發方案部署，目前注采井網基本完善，油水井數比1：1，達到了方案論證的合理油水井數比為1：1。

4、開發對策探討

4.1 合理流動壓力

根據切六區及鄰區相關參數，計算在泵深1100m下的不同含水階段采油井最低允許流壓，目前含水狀況下，采油井最低允許流壓為8.2MPa，其對應的最大合理生產壓差為9.72MPa。

4.2 合理注入壓力

根據鉆采院在昆北油田切6井區E1 3油藏破裂壓力梯度為0.02529MPa/m，根據昆北油田切6井區E1 3油藏平均油層中深1757.5m，井底平均破裂壓力44.45MPa，注水井平均底最大流壓37.78MPa，注水井口最大壓力20.54MPa;

4.3 合理采油速度

儲量計算以上交探明儲量含油面積為范圍，由模型提供三維參數，即孔隙度模型、凈毛比模型、含油飽和度模型，分別計算了三種相控下的儲量。分析建模儲量的擬合精度，總體儲量相對誤差均小于5%。根據儲量擬合情況，優選出最終模型。根據擬合地質儲量結果460*104t，目前油藏年產油約為2.92萬噸，采油速度未達到1%，下步應適當優化開發指標，改善開發效果。

4.4 合理注采比與合理油水井數比

通過的數據統計法，切6區E1 3油藏注水開發之后歷年壓力下降值及年注采比，形成注采比與年壓降間的關系圖，從圖中可以看出：切6區E1 3油藏分別于2011年和2013年出現壓力恢復，對應的年注采比差別比較大，分別為1.67和0.81，從實際生產情況來看，2011年含水快速上升，主要是由于注采比和油井工作制度偏大引起，2013年生產較為平穩，但是由于注采比偏小，油藏邊部多處出現了邊水推進加快的現象，且年壓力恢復過快，達1.05MPa，對長期穩產不利;從圖中E1 3油藏注采比與年壓降回歸趨勢線可以看出，當注采比為1.05時，年壓降為0。綜合以上分析，認為年注采比在1-1.2時有利于切6區E1 3油藏穩產。

4.5 合理壓力系統

利用切6區E1 3油藏粗化后的地質模型按4-12MPa間隔2MPa設置油井井底流壓，采用數值模擬方法對油井合理井底流壓進行研究，根據模擬結果，切6區E31油藏采油井井底流壓為8MPa時生產效果最好。

4.6 優勢潛力評價

應用區塊的油水相對滲透率曲線、油水分流理論以及油水基本的粘度屬性，可以得到適合于本區塊的含水率與水驅含油飽和度之間的量化關系，如圖4-10，結合由含水率級別得到的水淹級別，進而可以對區塊的不同水淹級別下的潛力。

目前原油儲量主要集中在弱水淹和中水淹區，強水淹部分儲量較小。雖然根據前述方法統計主力砂層處于中水淹的儲量占有一定比例，但其實際飽和度變化值其實很小，主要原因在于初始含水飽和度較高。因此可以斷定，仍有大部分的原油存在于地下，亟待挖潛。I-12-1和I-12-2小層仍是下一步挖潛的主要目標。

參考文獻：

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