魏 偉 劉傳成 趙 欣 李自立 謝琳琳

（華北油田公司第三采油廠地質研究所 河北河間 062450）

關鍵字：潛山油藏；水平井注水；開發(fā)方式；采收率

1 研究區(qū)概況

邊臺潛山油藏構造上處于大民屯東部凹陷，位于安1塊潛山、高臺階曹臺潛山之間，南部是法哈牛潛山。研究區(qū)面積為20km2，含油面積探明9km2。1992年，邊臺潛山油藏正式投入開發(fā)，開發(fā)方式為正方形井網(wǎng)，井距350m。目前，該區(qū)塊日產(chǎn)液720t、產(chǎn)油326t，累計產(chǎn)油超250萬噸，累產(chǎn)水80余萬噸，注水累計260萬方，油藏采油速度為0.51%，采收率為10.12%。

邊臺潛山油藏主要采取水平井“立體”注水、直井－水平井組合注水的方式進行開采，取得了較好的開采效果，如2007年第一口井投產(chǎn)以來，目前累計產(chǎn)油達5.2萬噸。此后，根據(jù)不斷深入的地質認識，開展了多口井的實施，目前該區(qū)水平井注水開發(fā)的井為46口，均效果顯著。然而，隨著開采時間增長，含水上升和穩(wěn)定地層壓力矛盾突出，急需對潛山油藏開發(fā)開展合理的評價，以進一步實現(xiàn)區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)、高產(chǎn)目標。

2 潛山油藏注水效果評價

2.1 注水方式評價

2.1.1 注采方式

水平井開發(fā)主要的注采方式為疊置和交錯注采。統(tǒng)計了不同注采方式下采出程度隨時間和含水率的變化可知（圖1）：采取交錯注水方式，具有較高的采出程度，十年后達30%左右，同時交錯注水含水率更低。因此，交錯注水開發(fā)效果顯著優(yōu)于疊置注水。

圖1 不同注采方式下采出程度與時間、含水率的關系

2.1.2 注水位置

水平井開發(fā)注水位置主要有底部、頂部以及正對注水。擬定數(shù)據(jù)周期為十年，分析不同部位注水采出程度與時間、含水率的關系可知（圖2），底部注水采出程度較高而含水率較低，開發(fā)效果顯著。頂部注水由于重力作用，注入水從井筒向下迅速流動，注入水通過介質縫隙往下快速水竄，從而導致波及面積小，水托油效果較差，表現(xiàn)為采出程度最低，含水率上升快。正對位置注水方式采出程度介于底部、頂部注水方式之間，但含水率上升最快。底部注水形成水向上托進，對零散分布剩余油聚集、減弱油水竄流具有較好的效果。因此，研究區(qū)適合采取立體注采開發(fā)模式，即“頂部采油、底部注水、底水托進”。

圖2 不同部位注水采出程度與時間、含水率的關系

2.2 不同注水井型

潛山油藏常用的采油和注水方式有兩種：水平井采油，直井注水的“直井+水平井”組合；均采用水平井采油和注水。以十年為周期，分析不同井型注水采出程度與時間、含水率的關系可知（圖3），直井注的采出程度為26.96%、而水平井底注為30.25%，同時直井注含水上升速度明顯大于水平井底注。

圖3 不同井型注水采出程度與時間、含水率的關系

2.3 注采井網(wǎng)適應性分析

2.3.1 優(yōu)選排距

通常情況下，排距范圍主要有400m、300m、250m、200m、150m以及100m等6種，根據(jù)生產(chǎn)效果指標的對比分析，篩選出最優(yōu)組合井網(wǎng)排距。井距的不同對注水采油采出速度、見水時間均有影響，同時還必須考慮經(jīng)濟指標。本次分別計算了原油為60～120美元/桶時，不同的半井距、排距與凈現(xiàn)值的關系，確定出最合理、經(jīng)濟的排距為250m、半井距為150m。

2.3.2 優(yōu)選垂向井距

統(tǒng)計不同垂向井距下（7種）的生產(chǎn)指標數(shù)據(jù)（表1）進行模型模擬，從生產(chǎn)效果出發(fā)，對垂向井距進行篩選。根據(jù)垂向井距與生產(chǎn)指標的變化規(guī)律可知：增大垂向井距，采出程度降低，但單井初始產(chǎn)能先增加后減小。考慮不同垂向井距下凈現(xiàn)值，表現(xiàn)為先上升后下降，而達到峰值時垂向井距為300m。因此，確定出最優(yōu)垂向井距為300m。

表1 垂向井距與生產(chǎn)指標對比

2.4 含水率指標分析評價

含水率是影響注水采收率的重要因素，若采收率一定，注水曲線可較好地反映采出程度與含水率的關系。油藏開發(fā)中后期，一般采用調(diào)整注水來提高采收率，含水率對注水方式的調(diào)整影響較大。統(tǒng)計邊臺潛山油藏生產(chǎn)資料可知，該油藏開發(fā)過程中分界點為2002年，此前油藏整體含水率較低，日產(chǎn)水量較低，2002年以后油藏開發(fā)含水率快速上升，特別是到2008年日產(chǎn)水量增高明顯。因此，認為邊臺潛山油藏已進入開發(fā)中后期，開展注采調(diào)整勢在必行。

2.5 水驅特征評價

裂縫型潛山油藏與砂巖油藏驅替介質不同，通過開展直井-水平井組合驅替特征及驅油機理分析，明確了該區(qū)見效規(guī)律。根據(jù)試驗，建立了研究區(qū)滲流數(shù)學模型。油藏介質滲吸能力對采收率的高低有較大的影響，一般表現(xiàn)為滲吸能力越強，半衰周期越長。根據(jù)邊臺油藏的水驅效果可知（圖4），當前油藏采收率約為10%，與實驗模擬得到的15%的標準采收率還存在較大差距，因此該油藏需要進一步調(diào)整注水開發(fā)方式。

圖4 研究區(qū)油藏水驅效果圖

2.6 自然遞減率評價

自然遞減規(guī)率指的是產(chǎn)量不受人為控制的衰退規(guī)律。裂縫發(fā)育情況與油層分布情況是裂縫性油藏主要的遞減因素。本次主要通過裂縫發(fā)育規(guī)律來調(diào)整開采方案。自然遞減率在理論上主要考慮采出速度和含水率因素。裂縫性油藏一般的水驅特征表現(xiàn)為當油藏見水后產(chǎn)油量快速下降，在油藏開發(fā)后期，由于自然遞減率下降放緩，采油量較為穩(wěn)定。此外，裂縫型油藏還表現(xiàn)為采液速度、油藏見水時間、無水采油期、產(chǎn)量遞減同步變化。因此裂縫型油藏適合在較慢的采液速度下開采。

根據(jù)邊臺潛山遞減規(guī)律評價圖版可知（圖5），研究區(qū)初期的產(chǎn)能遞減比較慢，開發(fā)中后期含水率上升明顯，產(chǎn)量快速遞減，此時遞減曲線在理論遞減曲線以下，注水開發(fā)效果變差。因此，需要開展注采關系調(diào)整以對含水上升速度進行控制。

圖5 研究區(qū)油藏注水開發(fā)遞減規(guī)律評價圖版

3 實例分析

邊臺潛山油藏自1992年首次投入開發(fā)，1994年進行注水開發(fā)，2006年采取復雜結構井開展二次開發(fā)試驗，形成了“直井注+復雜結構井采”的新型模式，應用效果顯著。邊30-27井在投產(chǎn)初期以天然能量進行開采，含水率為1.2%，自2001年開始進行油井轉注。該井與其附近井邊30-127、邊30-126井開采層位相同，隨著開采的進行，邊30-127、邊30-126井含水率從2001年開始增加明顯，產(chǎn)液量明顯降低，于是在2001年8月將邊30-27井轉化為水井，邊30-127、邊30-126井液量逐漸恢復，證實了邊30-27的注水對地層能量進行了補充，改善了開發(fā)效果。類似現(xiàn)象在其余井均有體現(xiàn)。因此，研究認為水平井注水開發(fā)可較好地補充裂縫型變質巖潛山油藏的地層能量，提高油藏采收率，實現(xiàn)油藏高效開發(fā)。

4 結論

（1）分析綜合含水率可知，研究區(qū)潛山油藏開發(fā)效果較好，長時間保持了較低的含水率和穩(wěn)產(chǎn)時間，因此，水平井水驅效果顯著。隨著油藏進入開發(fā)中后期，當前的開發(fā)方式不能較好的控制含水上升速度，應該采取有效的調(diào)整方案，改善注采關系以控制含水率。優(yōu)化后的潛山油藏垂直井距最優(yōu)為300m，半井距最優(yōu)為150m、200m，注采方式為水平井～水平井。

（2）開發(fā)實踐證實，水平井注水開發(fā)可較好地補充裂縫型變質巖潛山油藏的地層能量，提高油藏采收率，實現(xiàn)油藏高效開發(fā)，適合進一步推廣應用。