摘要：哥伦比亚D油田位于Llanos盆地东部前隆构造带上，构造平缓、圈闭面积小、幅度低，为常温、常压、岩性-构造底水层状砂岩油藏。该油藏具有初产高、递减快、无水采油期短，含水率上升快等开发特征。构造位置、避射高度以及生产压差等因素对产能均有影响。油井所处构造位置的高低是影响单井初期产能的重要因素;储层物性好，原油粘度低，地层产油能力强，当射开厚度5ft时，即能满足产量的需要;中-低含水期生产压差对含水上升影响较大，高含水期不明显;应用水平井技术是提高该区开发效果的重要手段。

关键词：低幅度大底水油藏;开发特征;影响因素;含水率;产能

Abstract：The Columbia D oil field is located in the eastern forward uplifted structure of the Lianos basin which is gently dipping、small trap area and with low amplitude.This reservoir is lithological and structural bottom water layered sandstone reservoir with normal temperature and pressure.The main characteristics of the development of this reservoir are high initial oil rate、quick decline、short water free production period and rapid increase of water cut.The drilling location of the structure、stand-off from the bottom water and the production pressure have influence on the oil production rate.The location of the well in the structure is the key factor which affects the well initial oil rate;with good reservoir quality、low oil viscosity and high oil rate，5ft perforation interval is enough to fulfill the production requirement;The production pressure has a obvious affection on the increase of water cut in the low to middle water cut period but not in the high water cut period;the use of horizontal well is an important method to enhance the development results in this field.

Keywords：Low amplitude large bottom water reservoir;Development characteristics;Dynamic analysis;Decline law

1 引言

哥倫比亚D油田位于Llanos盆地东部前隆构造带上，构造平缓、圈闭面积小、幅度低，主要含油层系为Carbonera组。该油田孔隙度范围在17～35.6%之间，峰值约在26%;渗透率分布范围变化较大，数据点在0.4～3900mD之间，大多数样品点渗透率集中在200～3000mD范围内，平均渗透率在1400mD左右，具有高孔隙度、高渗透率的物性特征。目的层埋深浅，砂体横向非均质性强，含油砂体受岩性、构造双重控制，油藏类型为常温、常压、岩性-构造底水层状砂岩油藏。

2油藏开发特征分析

2.1产量变化规律

1、单井初产高

D油田共试采8口油井，平均初期日产油量1169bbl/d，其中6口井的初期日产油都在500bbl/d以上，初产高。该油田主要产层是C5C，共有5口井试采该层，平均初期日产液1202bbl/d，日产油1140bbl/d，综合含水5.2%。

2、产量自然递减快

D油田产量自然递减快。DB3A井生产层位为C5C，月递减率为10.7%，符合指数递减，递减较快。DC3井生产层位为C5C，月递减率33.8%，符合指数递减，递减极快。产量递减率决定了生产寿命的长短，因此需要控制合理的生产制度，控制产量递减。

3、水平井开发效果好

2011年D油田部署了一口水平井，目的层位C5C，水平段长度204米，砂体厚度44ft，油层有效厚度30.2ft，初期产能达到3250bbl/d（油嘴35/64″，频率30Hz）。截止到12月底，累积产油316mbbl，含水0.2%。同一开发单元内定向井DC3井初期日生产能力1250bbl/d（油嘴48/64″，频率30Hz），水平井与定向井的产能比为2.6。目前国内采用水平井开采的边底水油藏占26.2%，在华北油田、渤海油田等均有分布，其中多数为薄层边、底水油藏。水平井开发边底水油藏能有效减缓底水锥进，特别对提高薄层油气藏产能很大优势。根据该区油藏幅度低、规模小、埋藏浅、物性好、产量高、底水强的特点，有针对性的应用水平井技术是提高该区开发效果的重要手段。

2 影响因素分析

2.1构造位置对产能的影响

在一個区块内部除了受到油藏本身的性质影响外，油井所处构造位置的高低是影响单井初期产能的重要因素。在D油田中，3井所处的构造位置最高，该井的产油能力最强，米采油指数为0.95bbl/d·psi·ft（表1）。除了单井产能受油井所处构造位置影响外，含水上升的快慢与油井受所处构造位置、距离油水边界的距离密切相关。3井产油能力强，含水上升速度慢。因此，低幅度油藏位于构造高部位油井的初期产能较高，含水上升速度慢。

2.2射开厚度对油藏产量的影响

D油田的储层物性好，原油粘度低，地层产油能力强，当射开厚度5ft时，即能满足产量的需要。该油田存在底水，油井的射开程度低，初期含水上升较慢，存在无水采油期。当射孔底界距油水界面的距离高于20ft时，单井含水进入高含水期的时间明显比距油水界面距离低于20ft的油井的时间长（图1）。射开程度与油井进入高含水期的时间呈反比，当射开程度30%左右时，进入高含水期的时间明显加长（图2）。底水油藏的最佳打开程度与油井的生产压差有着密切的关系，因此在实际生产过程中可以通过调整油井的工作制度使油井的生产达到最佳状态。

2.3生产压差对含水上升的影响

油田开发过程中必然存在着含水率上升与产量提高的矛盾，提高产量的有效措施是增大生产压差，而生产压差的增大必然会引起水体突进，含水上升速度大幅度提高又影响油田长期稳产。基于这一点，需要研究该油田生产压差对含水率上升的影响，进而确定合适的工作制度。

（1）中-低含水期

D油田由于资料的限制，选择DB3A井、DC1井、DC3井三口井进行分析。从生产压差与含水上升的关系看，在中低含水期生产压差与含水上升率成正比关系，生产压差对含水上升率的影响较大，当生产压差较大时，含水上升较快（图3）。D油田生产压差在150-300psi之间时，含水上升较慢，初期产量在680-1300bbl/d之间，符合经济需求。

（2）高含水期

进入高含水期后，生产压差与含水上升率之间不存在线性关系，所以后期可以放大生产压差，提液生产，含水上升率不会明显增大。根据统计数据，D油田生产压差达到600-800psi时，含水上升较慢（图4）。

通过统计可知，中-低含水期生产压差对含水上升影响较大，高含水期不明显。当进入高含水期时，可以适当放大生产压差生产。当油井见水后，应正确把握含水率上升规律，根据综合含水的变化及时调整工作制度，有效控制含水率上升。

4 结论

1）D油藏具有初产高、递减快、无水采油期短，含水率上升快等开发特征。该油藏的主要采油期为中-高含水期，随着综合含水的不断上升，产液能力不断增加，产油能力则减小。

2）D油藏构造幅度低、规模小、埋藏浅、底水强等特点，有针对性的应用水平井技术是提高该区开发效果的重要手段。

3）低幅度油藏位于构造高部位的油井具有初期产能较高，含水上升速度慢的特点。

4）中-低含水期生产压差对含水上升影响较大，高含水期不明显，当进入高含水期时，可以适当放大生产压差生产。当油井见水后，应正确把握含水率上升规律，根据综合含水的变化及时调整工作制度，有效控制含水率上升。

参考文献：

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[4] 冯春雷，张恒伟.生产压差与含水率上升速度关系的探讨[J].中国石油和化工标准与质量，第2期：252.

作者简介：

张梅，女，1985年3月，硕士研究生，中级工程师，现主要从事储层改造、油藏工程方向。