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油藏的开发规律分析及注水探讨

发表时间：2020/3/24 来源：《文化时代》2020年1期作者：王红敏旦梦倩

[导读] 在油田的开发过程中会逐步呈现出现相关问题，本文主要是从油藏的开发规律出发，对其进行分析，探讨对应的调整方案来提升油田开发效果，为相关人员提供理论参考。

青海油田分公司采油二厂开发室青海省海西洲 816400
        摘要：在油田的开发过程中会逐步呈现出现相关问题，本文主要是从油藏的开发规律出发，对其进行分析，探讨对应的调整方案来提升油田开发效果，为相关人员提供理论参考。
        关键词：油藏；开发规律；采油指数


昆北油田切6区位于柴达木盆地西部切可里克地区，开发现状可以看到，投入开发以来，在储层综合评价以及开发实践总结的基础上，通过科学论证开发技术政策，在开发前期取得了较好的效果。但随着油田注水开发工作的进行，实际生产中遇到了新的挑战，目前油田开发中也暴露出了一些问题，需要对开发过程中的油井见效规律、含水上升规律以及产量递减规律等开发规律进行研究分析，从而对油藏合理的开发方式进行探讨，以指导油藏的后续开发工作。
        1、采液、采油指数变化
        采油指数是指单位生产压差下的油井日产油量，它是表示油井产能大小的重要参数。采液指数是指单位生产压差下的油井日产液量。在不考虑流体性质随压力变化的条件下，采液、采油指数的变化主要和油水相对采油指数曲线特征
        ①低渗透油藏储层束缚水饱和度较高，油水渗透率有关，因此储层相渗特性决定了采液、采油指数的变化规律。E31油藏油水两相相对渗透率及无因次产液、两相流动区域窄，最终驱油效率较低
        ②随含水饱和度上升，油相相对渗透率急剧降低，水相相对渗透率却抬升缓慢，渗流阻力大，油水前缘突破至井底，油井产水后，产液量、产油量均会有较大幅度的降低。
        ③从无因次采液采油指数曲线上反映出，油水前缘突破至井底，油井产水后，产液量、产油量均会有较大幅度的降低，并产量降低趋势持续到整个开发始末，使靠体液延长稳产期的方法受到限制。
        根据油藏平均相对渗透率曲线及分流量公式，作出切6区E1 3油藏油藏无因次采油指数和无因次采液指数随含水率变化曲线，从曲线可看出，无因次采油指数随含水上升而下降，符合低渗透、低粘度油藏的一般特征，当含水上升到90%时无因次采液指数未上升到1.0，说明油藏提液潜力较小，依靠提液保持稳产的难度大。
        2、油井见效规律
        E1 3油藏见效特征表现为日产液、日产油稳定或上升，含水稳定，动液面稳定或上升。统计区块12口，见效井12口，见效程度100%，见效周期5-10个月，平均 8个月。
        该油藏主要生产Ⅰ-12小层，各井组生产曲线表明，注水初期井组液量有所恢复，注水见效后半年内保持相对稳定，之后随着含水上升、压力下降液量呈逐步下降趋势，2011年含水上升快，导致产量快速下降。2011年底到2012年，经过油井工作制度和井组注采比的下调，含水逐步回落，产量趋于平稳。相比较而言，油井压力恢复的井组液量下降稍慢。2013年初，部分油井调大工作制度生产，导致了注入水和边水推进加快，井组的含水快速上升，产液量上升，产量下降。
        3、含水上升规律
        切6井区E1 3油藏投产初期含水<10%的油井9口，占81.8%，反映出油藏有一定的无水采油期，且无水采油期时间长短与油井投产时间早晚和所处构造位置有关：投产越早、构造位置越高的井无水采油期越长，最长无水采油期近4年，最短没有无水采油期（切六-212井），一般在1-2年。

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到2015年12月底，切6区E31油藏综合含水47.19%，处于中含水阶段；2011年底开始，切6区E1 3油藏治理后含水开始回落，中高含水井减少，低含水井增多，2013年初，切六-H206井受边水影响，含水再次上升。
        切6井区E31油藏水平井占油井数及产量的份额大，因此水平井的含水上升较大程度地影响了油藏含水变化，尤其2013年一季度，受边水影响，切六-H206井含水快速上升，且产水量大，直接影响到油藏含水上升加快，2013年3月，E1 3油藏月产水0.2616×104m3，而切六-H206一口井月产水达到0.1147×104m3，占油藏总量的43.8%，产油量却只占油藏总量的2.7%，2013年4月，对切六-H206井进行间采，油藏含水回落到30.85%；油藏综合含水于2010年下半年开始上升速度加快，且从采出程度与含水关系图及含水与含水上升率变化图中可知，实际含水、含水上升率均高于理论水平。
        4、压力变化规律
        昆北油田切6区天然能量弱，经计算，切6区E1 3油藏弹性采收率为1.5%。经过一段时期的开发，切6井区各油藏的地层压力与原始地层压力相比，都有不同程度的下降。切6区E1 3油藏地层压力在注水和边水共同作用下有所恢复，目前渐趋平稳，压力保持水平91.5%。
        5、调整方案
        本文以切6区油藏为研究对象，采用数值模拟方法对合理注采比进行论证，以目前注采井网为基础，采用目前开井的12口生产井和12口注水井，进行注采比优化，方案配产以2015年10月生产数据为基础，设置0.8、1.0、1.2、1.4四个注采比方案进行优化。
        对比不同注采比方案的模拟结果可以看出，注采比1.2时开发效果最好，注采比1.0和1.4次之，注采比为0.8时效果最差；模拟10年压力保持水平分别为原始地层压力的72%、76%、85%、88%。1.2的注采比对于低渗油藏而言既能够满足充分补充地层能量的需要，又可以避免注入量过大、油井水淹的问题；确定后期调整注采比为1.2。
        为有效控制油藏含水率上升，油藏自2012年初控制注水量，配比注采比持续偏低，导致油藏部分井组注采不平衡矛盾突出，一线油井液量递减较大。目前油藏累计注采比仅0.86，累计亏空7.86万方。根据分析，建议调整部分井配注量。
        根据油藏剩余油饱和度和丰度分布图，油藏局部具有加密上返潜力，优选部署E1+2油藏上返1口。切六区E1 3油藏，历年措施效果较好，根据目前油井生产情况优选了2口井措施。
        油藏初期衰竭开发，油藏压力下降速度较快，地层能量减小；中期进行注水，由于注采比较高，油藏压力缓慢上升，后期注采比下调，油藏压力又缓慢下降，但是下降幅度不大，说明目前注采比略微偏小，可适当提升注采比；根据油藏动态分析体现出目前井网采用边部注水的开发模式对油藏单井含水、液量产生的矛盾已经愈加明显，下步建议在E1 3油藏中区利用E1+2油藏上返增加注水井点，降低该油藏单井注水强度，提高油藏整体配注水平，保持油藏稳产。
        参考文献：
        [1]张迎春，杨莉，顾文欢，杨宝泉，苑志旺，康博韬，郜益华.深海挥发性油藏注气开发气油比变化规律研究及应用[J].中国海上油气，2019，31（05）：107-112.
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