王红敏

摘要：本文研究了油藏在开发过程中存在的问题及下步开发手段的调整建议。开发以来，切6区E31水驱动用程度呈逐年下降趋势，水驱储量动用程度有进一步提高的空间，有望通过中高含水期水井调剖、分层酸化和井网调整等工作，减缓层间干扰，改善注水效果，从而达到提高油层供液能力、减缓递减、增加油藏可采储量的目的。

关键词：开发;水驱;注采井网

昆北油田从试采到正式开发，对切六区E1 3油藏在构造、储层研究等方面的整体认识虽然一直在不断加深，油藏在合理利用边底水能量的情况下，生产情况良好。近年来，E1 3油藏陆续实施了一些针对油藏生产现状的措施，油藏生产情况一直较好，但是2014年初以来油藏呈现整体液量下降的趋势，油藏产量从2014年初的日产122吨下降到目前日产95吨，2014年10月油藏自然递减已经超过10%。

1、油田开发现状

截止2015年11月底，切6区E1 3油藏共有油井12口，开井12口，日产油78.03t，平均单井日产油6.5t/d，月产油0.2341×104t，日产液155.8t /d，综合含水49.92%，累计产油31.5624×104t，累积产水13×87104m3;注水井12口，开井12口，平均单井日注13.32m3/d，月注采比0.81，累积注水量48.0301×104m3，累注采比0.86。

2、开发过程中含水上升的原因分析

综合储层物性、油水分布、水质分析等资料，开展注水见效及油井来水方向分析等研究，认为油藏含水上升主要原因如下：

2.1 地层水与注入水突進导致含水快速上升。

切6区E1 3油藏Ⅰ-12小层砂体分布稳定，有统一的油水界面，存在注入水、地层水突进现象。例如：切六-H206井位于切6区E31油藏含油边界附近，2008年11月投产后到2009年11月切六-207井转注期间，无人工注水补充能量，动液面和产液量保持稳定，含水上升快，氯离子含量有所上升，应为地层水突进所致;2010年上半年，含水再次开始上升，氯离子含量有所下降但仍高于初投产时的含量，是注入水与地层水共同作用结果;切六-201井2008年10月投产，液量、产量、含水、液面一直稳定，切六-216井2010年10月开始注水，切六-201井含水上升，同时氯离子含量下降，说明注入水快速突进。

2.2 阶段注采比过大，加剧了注入水的突进。

切6井区E1 3油藏主力开发层厚度大、物性较好、吸水能力较强，2011年水井配注量偏高，油藏各月注采比基本在1.5以上，高于方案论证的合理注采比1.2，年注采比达到1.63，加剧了注入水的突进，造成油藏含水快速上升，该油藏2010年底综合含水为22.43%，2011年底高达34.88%，年含水上升速度12.5%;年均含水从2010年的16.73%上升到2011年33.38%，含水上升率28.4%，远高于油藏理论水平。

2011年底开始控制油井工作制度，并于2012年开展调整合理注采比工作（年注采比1.22），取得良好效果，油藏含水得到有效控制，单井日产同时得到恢复。

3、注采井网适应性评价

（1）层系划分

目前切6区按油藏划分为E1 3和E1+2两套层系开发，油层有效厚度分别为24.6米和16.9米，满足分层系开发对油层有效厚度的要求;E31油藏主力层仅1层，且物性较好，E1+2油藏主力、次主力层有6个且纵向分布比较集中，储层物性明显差于E31油藏，储层非均质性强，两油藏油层分布井段在纵向相距200米左右，分两套层系开发可避免层间干扰。因此目前层系划分是合适的。

（2）注采井网

从各油藏开发情况来看，目前切6区E31油藏的注采井网基本能够适应油藏开发需要。

网形式：切6区E1 3、E1+2油藏开发方案已于2011年基本完成实施，基础井网形式已经形成。切6区E31油藏含油面积小，有统一的油水界面，目前采用的不规则井网比较灵活，可以适应油藏特征、满足开发需求。

注采井距：经油藏工程与数值模拟方法论证，切6区E1 3油藏合理井距均为350m;目前实际井网分以方案部署的280m不规则井网为主，从生产情况来看，注采井距比较合适。

井型组合：目前切6区E1 3油藏采用直井+水平井开发模式，在方案实施初期达到了“少井多产”的经济效益目标。

水井数比：根据开发方案部署，目前注采井网基本完善，油水井数比1：1，达到了方案论证的合理油水井数比为1：1。

4、开发对策探讨

4.1 合理流动压力

根据切六区及邻区相关参数，计算在泵深1100m下的不同含水阶段采油井最低允许流压，目前含水状况下，采油井最低允许流压为8.2MPa，其对应的最大合理生产压差为9.72MPa。

4.2 合理注入压力

根据钻采院在昆北油田切6井区E1 3油藏破裂压力梯度为0.02529MPa/m，根据昆北油田切6井区E1 3油藏平均油层中深1757.5m，井底平均破裂压力44.45MPa，注水井平均底最大流压37.78MPa，注水井口最大压力20.54MPa;

4.3 合理采油速度

储量计算以上交探明储量含油面积为范围，由模型提供三维参数，即孔隙度模型、净毛比模型、含油饱和度模型，分别计算了三种相控下的储量。分析建模储量的拟合精度，总体储量相对误差均小于5%。根据储量拟合情况，优选出最终模型。根据拟合地质储量结果460*104t，目前油藏年产油约为2.92万吨，采油速度未达到1%，下步应适当优化开发指标，改善开发效果。

4.4 合理注采比与合理油水井数比

通过的数据统计法，切6区E1 3油藏注水开发之后历年压力下降值及年注采比，形成注采比与年压降间的关系图，从图中可以看出：切6区E1 3油藏分别于2011年和2013年出现压力恢复，对应的年注采比差别比较大，分别为1.67和0.81，从实际生产情况来看，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年生产较为平稳，但是由于注采比偏小，油藏边部多处出现了边水推进加快的现象，且年压力恢复过快，达1.05MPa，对长期稳产不利;从图中E1 3油藏注采比与年压降回归趋势线可以看出，当注采比为1.05时，年压降为0。综合以上分析，认为年注采比在1-1.2时有利于切6区E1 3油藏稳产。

4.5 合理压力系统

利用切6区E1 3油藏粗化后的地质模型按4-12MPa间隔2MPa设置油井井底流压，采用数值模拟方法对油井合理井底流压进行研究，根据模拟结果，切6区E31油藏采油井井底流压为8MPa时生产效果最好。

4.6 优势潜力评价

应用区块的油水相对渗透率曲线、油水分流理论以及油水基本的粘度属性，可以得到适合于本区块的含水率与水驱含油饱和度之间的量化关系，如图4-10，结合由含水率级别得到的水淹级别，进而可以对区块的不同水淹级别下的潜力。

目前原油储量主要集中在弱水淹和中水淹区，强水淹部分储量较小。虽然根据前述方法统计主力砂层处于中水淹的储量占有一定比例，但其实际饱和度变化值其实很小，主要原因在于初始含水饱和度较高。因此可以断定，仍有大部分的原油存在于地下，亟待挖潜。I-12-1和I-12-2小层仍是下一步挖潜的主要目标。

参考文献：

[1]崔传智，安然，李凯凯，姚荣华，王鹏.低渗透油藏水驱注采压差优化研究[J].特种油气藏，2016，23（03）：83-85+154-155.

[2]张福坤. 油田中后期开发优化与决策研究[D].中国地质大学，2014.