王紅敏

摘要：本文研究了油藏在開發(fā)過程中存在的問題及下步開發(fā)手段的調(diào)整建議。開發(fā)以來，切6區(qū)E31水驅(qū)動用程度呈逐年下降趨勢，水驅(qū)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(diào)剖、分層酸化和井網(wǎng)調(diào)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(guān)鍵詞：開發(fā);水驅(qū);注采井網(wǎng)

昆北油田從試采到正式開發(fā)，對切六區(qū)E1 3油藏在構(gòu)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(chǎn)情況良好。近年來，E1 3油藏陸續(xù)實施了一些針對油藏生產(chǎn)現(xiàn)狀的措施，油藏生產(chǎn)情況一直較好，但是2014年初以來油藏呈現(xiàn)整體液量下降的趨勢，油藏產(chǎn)量從2014年初的日產(chǎn)122噸下降到目前日產(chǎn)95噸，2014年10月油藏自然遞減已經(jīng)超過10%。

1、油田開發(fā)現(xiàn)狀

截止2015年11月底，切6區(qū)E1 3油藏共有油井12口，開井12口，日產(chǎn)油78.03t，平均單井日產(chǎn)油6.5t/d，月產(chǎn)油0.2341×104t，日產(chǎn)液155.8t /d，綜合含水49.92%，累計產(chǎn)油31.5624×104t，累積產(chǎn)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(fā)過程中含水上升的原因分析

綜合儲層物性、油水分布、水質(zhì)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(dǎo)致含水快速上升。

切6區(qū)E1 3油藏Ⅰ-12小層砂體分布穩(wěn)定，有統(tǒng)一的油水界面，存在注入水、地層水突進現(xiàn)象。例如：切六-H206井位于切6區(qū)E31油藏含油邊界附近，2008年11月投產(chǎn)后到2009年11月切六-207井轉(zhuǎn)注期間，無人工注水補充能量，動液面和產(chǎn)液量保持穩(wěn)定，含水上升快，氯離子含量有所上升，應(yīng)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(chǎn)時的含量，是注入水與地層水共同作用結(jié)果;切六-201井2008年10月投產(chǎn)，液量、產(chǎn)量、含水、液面一直穩(wěn)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(qū)E1 3油藏主力開發(fā)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(diào)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(chǎn)同時得到恢復(fù)。

3、注采井網(wǎng)適應(yīng)性評價

（1）層系劃分

目前切6區(qū)按油藏劃分為E1 3和E1+2兩套層系開發(fā)，油層有效厚度分別為24.6米和16.9米，滿足分層系開發(fā)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(zhì)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(fā)可避免層間干擾。因此目前層系劃分是合適的。

（2）注采井網(wǎng)

從各油藏開發(fā)情況來看，目前切6區(qū)E31油藏的注采井網(wǎng)基本能夠適應(yīng)油藏開發(fā)需要。

網(wǎng)形式：切6區(qū)E1 3、E1+2油藏開發(fā)方案已于2011年基本完成實施，基礎(chǔ)井網(wǎng)形式已經(jīng)形成。切6區(qū)E31油藏含油面積小，有統(tǒng)一的油水界面，目前采用的不規(guī)則井網(wǎng)比較靈活，可以適應(yīng)油藏特征、滿足開發(fā)需求。

注采井距：經(jīng)油藏工程與數(shù)值模擬方法論證，切6區(qū)E1 3油藏合理井距均為350m;目前實際井網(wǎng)分以方案部署的280m不規(guī)則井網(wǎng)為主，從生產(chǎn)情況來看，注采井距比較合適。

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

水井數(shù)比：根據(jù)開發(fā)方案部署，目前注采井網(wǎng)基本完善，油水井數(shù)比1：1，達到了方案論證的合理油水井數(shù)比為1：1。

4、開發(fā)對策探討

4.1 合理流動壓力

根據(jù)切六區(qū)及鄰區(qū)相關(guān)參數(shù)，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(yīng)的最大合理生產(chǎn)壓差為9.72MPa。

4.2 合理注入壓力

根據(jù)鉆采院在昆北油田切6井區(qū)E1 3油藏破裂壓力梯度為0.02529MPa/m，根據(jù)昆北油田切6井區(qū)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(shù)，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(jù)儲量擬合情況，優(yōu)選出最終模型。根據(jù)擬合地質(zhì)儲量結(jié)果460*104t，目前油藏年產(chǎn)油約為2.92萬噸，采油速度未達到1%，下步應(yīng)適當優(yōu)化開發(fā)指標，改善開發(fā)效果。

4.4 合理注采比與合理油水井數(shù)比

通過的數(shù)據(jù)統(tǒng)計法，切6區(qū)E1 3油藏注水開發(fā)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(guān)系圖，從圖中可以看出：切6區(qū)E1 3油藏分別于2011年和2013年出現(xiàn)壓力恢復(fù)，對應(yīng)的年注采比差別比較大，分別為1.67和0.81，從實際生產(chǎn)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(chǎn)較為平穩(wěn)，但是由于注采比偏小，油藏邊部多處出現(xiàn)了邊水推進加快的現(xiàn)象，且年壓力恢復(fù)過快，達1.05MPa，對長期穩(wěn)產(chǎn)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(qū)E1 3油藏穩(wěn)產(chǎn)。

4.5 合理壓力系統(tǒng)

利用切6區(qū)E1 3油藏粗化后的地質(zhì)模型按4-12MPa間隔2MPa設(shè)置油井井底流壓，采用數(shù)值模擬方法對油井合理井底流壓進行研究，根據(jù)模擬結(jié)果，切6區(qū)E31油藏采油井井底流壓為8MPa時生產(chǎn)效果最好。

4.6 優(yōu)勢潛力評價

應(yīng)用區(qū)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(qū)塊的含水率與水驅(qū)含油飽和度之間的量化關(guān)系，如圖4-10，結(jié)合由含水率級別得到的水淹級別，進而可以對區(qū)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(qū)，強水淹部分儲量較小。雖然根據(jù)前述方法統(tǒng)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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