（油气田开发工程专业论文）海上整装油田注水开发方式研究.pdf

r e s e a r c ho fw a t e rf l o o d i n gd e v e l o p m e n ts c h e m eo f u n c o m p a r t m e n t a l i z e d s e a s h o r eo i l f i e l d t o n gy i n g ( d e v e l o p m e n te n g i n e e r i n go f o i l - g a sf i e l d ) d i r e c t e db ya s s o c i a t ep r o f e s s o rj i a n gr u i z h o n g a b s t r a e t m a n yp r o b l e m sa p p e a rw h e nd e v e l o p i n gu n c o m p a r t m e n t a l i z e ds e a s h o r e o i l f i e l d ，s u c ha si n t e r l a y e ri n t e r f e r e n c e i no r d e rt os o l v et h o s ep r o b l e m s ， a n a l o g ym e t h o d ，t h e o r e t i c a la n a l y t i c a lm e t h o d ，s t a t i s t i c a l m e t h o da n d n u m e r i c a ls i m u l a t i o nw e r eu s e dt oa n a l y z et h er e c o v e r yf e a t u r eo fm a i n l y f a c t o r r e a s o n a b l ew a t e rf l o o d i n gp o l i c yl i m i tw a sd e t e r m i n e d ，m a n yp l a n s a b o u ti r ow e r eg i v e no u ta n dt h eo p t i m i z e dp l a nw a sc h o s e ni nt h e m f r o mt h es t u d yo fp r o d u c t i o nd a t ao fo i l b e a r i n gi n t e r v a l ，s i n g l ew e l l ， a n df l o o d i n gp a r e r n ，f e a t u r eo fp h y s i c a lc h a r a c t e r i s t i c ，f o r m a t i o np r e s s u r e v a r i a t i o n ，w a t e ri 眄e c t m t yv a r i a t i o na n do i l w a t e rm o v e m e n tw e r ec o n c l u d e d 。 t h em a i n l yf a c t o r st h a tc a ni n f l u e n c et h ev a r i a t i o nw e r ea n a l y z e d u s i n gt h e r e s e a r c hr e s u l to fs i m i l a ro i l f i e l df o rr e f e r e n c e ，o b t a i nr e a s o n a b l ep o l i c yl i m i t o fp i l o t ，w h i c hi n c l u d es e r i e so fs t r a t a ，f i l l u pt i m e ，p r e s s u r em a i n t e n a n c e ， i n j e c t i o n - w i t h d r a wr a t i oa n dr a t eo fo i l p r o d u c t i o n o p t i m i z e dm e a s u r e m e n t n a no fc o n v e n t i o n a l i t ym e a s u r e m e n ta n dm o d i f i e dw e l l p a t t e r no rs e r i e so f s t r a t ai sg i v e no u t r e s e a r c hr e s u l tc a nh e l pt od e v e l o ps i m i l a rs e a s h o r eo i l f i e l d k e yw o r d s ：d e v e l o p m e n te f f e c t i v e n e s s ，p o l i c yl i m i t ，m e a s u r e m e n tp l a n 独创性声明 本人声明所呈交的论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取 得的研究成果。尽我所知，除了文中特别加以标注和致谢的地方外，论 文中不包含其他人已经发表或撰写过的研究成果，也不包含为获得中国 石油大学或其它教育机构的学位或证书而使用过的材料。与我一同工作 的同志对本研究所做的任何贡献均己在论文中作了明确的说明并表示了 谢意。 签名：俱颖 湖1 年年月日 关于论文使用授权的说明 本人完全了解中国石油大学有关保留、使用学位论文的规定，即： 学校有权保留送交论文的复印件及电子版，允许论文被查阅和借阅；学 校可以公布论文的全部或部分内容，可以采用影印、缩印或其他复制手 段保存论文。 ( 保密论文在解密后应遵守此规定) 学生签名：堡塑 导师签名： r 年缸月g 日 矿婶日6 日 中国石油大学( 华东) 硕士论文第1 章前言 第1 章前言 1 1 研究的目的及意义 整装构造油藏多属于多层砂岩稠油油藏，储量较大，纵向小层多，在 实际生产中多采用多层合采合注的开发模式，因而层间矛盾突出，层间动 用很不均衡，干扰严重，受其影响层问水淹差异大，驱油效率降低。而对 于海上油田来说，受开采方式以及经济效益的限制，合采合注的现象更为 突出，油水井大段合注合采，造成层间动用很不均衡，层间干扰严重，受 其影响，层问水淹差异大，驱油效率降低。而同一油藏内部各平台采油速 度的差异，加剧了层间和平面的水淹差异；注采系统不完善，注采关系不 协调，相邻井组投注时间间隔大，造成油藏压力场分布不均衡，而且投注 井组注采比高，一般大于1 0 。这样投注井组与注水滞后井组以及未投注井 组的压力场分布和动态变化发生了很大差异，加剧了平面和层问注采矛盾， 影响水驱效果及油层潜能的充分发挥。 为更好地解决这些矛盾，改善海上油田开发效果，本次研究以渤海辽 东湾海域s z 3 6 1 油田为例，针对该油田的开发试验区，根据其近几年的实 际生产情况，为解决其生产中出现的问题，提高油田水驱采收率进行了综 合研究，确定了合理的注水开发政策界限，对今后该油田或类似的油田的 开发具有指导意义。 1 2 国内外研究现状 针对本次研究，调研查阅了大量陆上整装油田在中低含水期的主要做 法，调研的油田有：前苏联( 阿塞拜疆利狄明油田、罗马什金油田、乌律 油田) 、大庆油田( 萨尔图、喇萨杏油田) 以及胜利油田( 孤岛油田、孤东 油田、胜坨油田) 。 前苏联石油工作者在油水粘度比对油水运动规律的影响方面作了大量 研究工作，据他们对5 0 个水驱油藏综合分析结果，油水粘度比大的水驱油 藏在相同采出程度条件下含水率远远高于油水粘度比小的油藏。与此相应， 不同油水粘度比的油藏采油速度也存在较大差距；他们通过对1 5 个处于开 中国石油人学( 华东) 硕十论文 第1 章前言 第1 章 1 1 研究的目的及意义 整装构造油藏多属于多层砂岩稠油油藏，储量较大，纵向小层多，在 实际生产中多采用多层合采合注的开发模式，因而层间矛盾突出，层间动 用很不均衡，干扰严重，受其影响层间水淹差异大，驱油效率降低。而对 于海上油田来说，受开采方式以及经济效益的限制，合采合注的现象更为 突出，油水井大段合注合采，造成层间动用很不均衡，层问干扰严重，受 其影响，层阳j 水淹差异大，驱油效率降低。而同一油藏内部各平台采油速 度的差异，加剧了层问和平面的水淹差异；注采系统不完善，注采关系坷； 协调，相邻井组投注时间间隔大，造成油藏压力场分布不均衡，而且投注 井组注采比高，一般大干1 o 。这样投注井组与注水滞后井组以及术投注井 组的压力场分布和动态变化发生了很大差异，加剧了平面和层问注采矛盾， 影响水驱效果及油层潜能的充分发挥。 为更好地解决这些矛盾，改善海上油出开发效果，本次研究以渤海辽 东湾海域s z 3 6 1 油田为例，针对该油田的开发试验区，根据其近几年的实 际生产情况，为解决其生产中出现的问题，提高油田水驱采收率进行了综 合研究，确定了合理的注水开发政策界限，对今后该油田或类似的油田的 开发具有指导意义。 1 2 国内外研究现状 针对本次研究，调研查阅了大量陆上整装油田在中低含水期的主要做 法，调研的油田有：前苏联( 阿塞拜疆利狄明油田、罗马什金油田、鸟律 油田) 、大庆油田( 萨尔图、喇萨杏油罔) 以及胜利油田( 孤岛油田、孤东 油田、胜坨油田) 。 前苏联石油工作者在油水粘度比对油水运动规律的影响方面作了大量 研究工作，掘他们对5 0 个水驱油藏综合分析结果，油水粘度比大的水驱油 藏在相同采出程度条件下含水率远远高丁油水粘度比小的油藏。与此相应， 不同油水粘度比的油臧采油速度也存在较大差距；他们通过对1 5 个处于开 不同油水粘度比的油藏采油速度电存在较大差距；他们通过对1 5 个处于开 中国石油大学( 华东) 硕士论文第1 章前言 发后期的水驱油藏综合分析，结果无论高渗透油藏还是中渗透油藏，其油 水粘度比均对油藏采收率起着非常重要的作用i l 】。 孤岛油田投产初期，除中一区分为n g 上3 4 和n g 上5 - 6 两套开发层 系外，其他均为套层系开发，根据调整前分析资料，随着开采厚度的增 大，采液、采油强度均下降，曲线拐点在8 m 左右。胜坨油田的开发实践与 之相同，其采液强度随开采厚度的增加而降低，拐点在7 8 m 附近。前苏联 阿塞拜疆利狄明油田k a c 层测试资料也清楚地表明，随射开油层厚度的增 加，采油指数和采油强度均下降，曲线拐点在射开厚度的9 l o m 。孤岛、 胜坨油田针对大段合采层间干扰严重的情况，在油田综合含水5 0 7 0 时 开始细分开发层系，前者将原来的6 个主力开发单元细分为1 3 个开发单元， 主力单元单井有效厚度由原来的3 0 m 左右，变为l o 2 0 m ；胜坨油田1 9 7 1 1 9 7 3 年进行细分开发层系，先后经过4 次细分，由原来的上、下油组两套 开发层系，共2 4 个开发单元，划分为5 3 个开发单元，层系内平均单井有 效厚度般8 6 1 1 9 m 2 1 1 4 1 6 1 。 前苏联罗马什金和乌律油田不同流饱压差下采油指数对比，原油物性 较好，对压力变化不太敏感的罗马什金油田，在井底压力低于饱和压力一 定幅度的情况下，采油指数下降幅度较小，而原油物性较差、对压力敏感 的乌律油田，在同样的流饱压差下采油指数下降幅度大1 3 j 。 据大庆喇萨杏油田3 8 个区块1 9 8 3 1 9 8 5 年统计资料，地层压力水平 高时，产量的自然递减率低，反之自然递减率大。但油层压力一般不宜超 过原始地层压力，其弊端主要有3 个：进一步加剧了层间干扰，当油层压 力超过原始地层压力以后，为了继续提高油层压力，就需要进一步提高注 水压力，这样就可能使渗透性较好的高压层与低压层之间压差更加扩大， 层间矛盾进一步加剧；油水、油气过渡带原油外流造成储量损失；增大老 区钻调整井的难度。另外，注水压力过高还易造成套管损坏的速度加快”j 。 1 3 论文主要研究内容 ( 1 ) 油田开采规律研究 研究开发试验区的原油物性特征、地层压力变化规律、产液、产油能 力变化规律、吸水能力变化规律以及油层水淹规律，确定了试验区原油基 2 中国石油大学( 华东) 硕十论文 第1 章前言 本性质及变化特征、天然能量大小、压力变化特征、生产能力变化情况及 产生原因、吸水能力大小及变化情况。并对油水粘度比、油层非均质性、 注采井网完善程度以及油层射孔控制程度等影响因素对油层水淹状况的影 响进行了综合评价。 ( 2 ) 目前开发方式对开发效果的影响 针对生产试验区，根据油田动静态资料，结合陆上油田开发经验，利 用各种方法，分析了目前采取的开发层系、井网井距、注水时机、地层压 力保持水平、注采比和注采强度、注采对应状况和采油速度等对油田开发 效果的影响。 ( 3 ) 合理注水开发方式研究 根据同类油田在不同开发阶段相应的研究结果、采取的措施效果以及 前人研究的理论成果，结合本区块数值模拟研究结果，针对试验区的具体 情况定出了适合试验区的合理的层系、井网、注水时机、压力保持水平、 合理注采比、合理采油速度等政策界限。 ( 4 ) 措施方案编制及指标预测 最后针对油田目前的动态和海上油田的开发环境，提出了目前井网条 件下常规措施方案以及改变井网层系条件下的提高采收率措施方案，进行 指标预测，选出可实施的推荐方案。 1 4 技术路线及技术关键 首先，对开发试验区的开发规律进行分析总结；然后调研了大量同类 油田在不同开发阶段相应的研究结果、采取的措施效果以及前人研究的理 论成果，针对本油田的具体情况定出了适合试验区的合理注水开发政策界 限；最后针对油田目前的动态和海上油田的开发环境，提出了目前井网条 件下常规措施方案以及改变井网层系条件下的提高采收率措施方案。 技术关键： ( 1 ) 开采规律研究技术 ( 2 ) 注水开发的技术政策界限 ( 3 ) 井网调整技术 中国石油人学( 华东) 硕士论文第2 章油田开采规律研究 第2 章油田开采规律研究 2 1 原油物性及变化规律 2 1 1 基本特征 试验区原油性质具有粘度高、密度大、凝固点低等特点，地面 原油密度0 9 4 4 1 o 9 8 9 9 9 c m 3 ，平均o 9 6 5 9 c m 3 ；地面原油粘度 13 8 8 4 0 0 0 o m p a s ，平均1 0 5 5 m p a s ；地层原油密度o 8 0 0 3 0 9 1 0 1 g c m 3 ，平均0 8 5 5 2 9 c m 3 ；地层原油粘度13 3 6 8 7 8 m p a s ，平均 6 8 5 m p a s ，凝固点3 2 7 。 2 1 2 平面变化规律 试验区范围内原油物性平面上有较大差异( 图2 - 1 ) ，据目前掌握的资 料，初步认为造成这种差别的主要原因是断层封隔和边底水的作用。 图2 1绥中3 6 - 1 油田试验区粘度分布柱状图 断层南侧i 油组油层发育，i i 油组主要为水层，故生产目的层为i 油 组。根据统计资料分析，该区域原油物性与断层以北差别很大，其原油粘 度高出许多倍，初步认为造成差异的主要原因是断层的封隔作用，使断层 两侧储集环境不同，导致两侧原油物性呈现不同特征。 断层北侧i 油组边底水不活跃，i i 油组见到边底水。由于缺乏分油组 取样分析资料，主要利用i 、i i 油组合采条件下的矿场分析资料。从油田 4 中国石油大学( 华东) 硕士论文 第2 章油田开采规律研究 大的构造看，试验区处于构造高部位，处于同一构造部位的原油物性不应 有大的变化，由试验区原油粘度分布图可以看出，总体上原油物性比较好， 但东、南部原油物性明显变差。分析原因，初步认为主要是由边底水造成 的。如上所述，i i 油组存在边底水，而原油物性变差的部位与边底水的分 布相吻合，分析i i 油组射孔情况，射开油水同层或油水界面附近油井的原 油粘度普遍高于射开纯油层油井( 图2 2 ) 。众所周知，由于原油与边底水 的生物化学作用，往往使原油物性急剧变差，造成同一构造部位原油物性 产生较大差异。 圳1 0 0 8 餐 8 8 6 0 0 螂4 5 0 0 8 舞3 0 0 2 0 0 i 0 0 1 5 0 0 1 5 5 01 6 0 0 1 6 5 0 射孔底界深度 n l 图2 - 2试验区断层北油井粘度与射孔底界深度关系 2 1 3 纵向变化规律 试验区原油性质的纵向变化受油藏埋深的影响，随油藏埋深的增加， 同一构造位置原油性质有变好趋势，原油粘度与密度均减小；不同构造位 置同一含油层系原油物性呈变差趋势。总体上看，i i 油组原油物性要好于 i 油组。 2 1 4 原油性质时变规律 随着注水开发的不断进行，注入倍数和含水率的不断升高，原油物性 也会发生相应的变化，往往随着油层含油饱和度的降低和地下存水率的增 加，原油性质逐渐变差，陆上常规稠油油田的研究和实践已证明了这一点。 据孤东油田室内机理研究，影晌原油物性变差的主要因素是含水率和 中国石油大学( 华东) 硕士论文 第2 章油田开采规律研究 溶解油气比。随着油田含水率的上升，原先溶解在原油中的天然气，特别 是其中的轻组份会在油水中重新分配，部分转移到水中使原油含气量减少， 原油溶解油气比下降，脱气压力和原油体积系数均随之降低，从而导致原 油粘度增大，原油物性变差。统计孤东油田七区西n g 上5 ”3 层系4 8 2 口 单采井资料，随含水上升，原油物性变差趋势明显，尤其中高含水后变化 较大。 试验区统计资料比较少，且均为低含水阶段资料，原油物性的变化特 征没有反映出来，但从陆上同类油田的经验来看，随含水率的上升，原油 物性变差的趋势是肯定的。 2 2 地层压力变化规律 2 2 1 基本特征 据试验区内1 5 口井的静压点统计资料，油藏原始地层压力1 4 1 2 m p a ， 压力系数0 9 7 ，接近静水柱压力，属正常压力系统。在直角坐标系中，油 藏中部深度与测点静压呈线性关系。 试验区饱和压力1 1 o 1 3 0 m p a ，地饱压差o 9 7 3 4 m p a ，属高饱和 油藏。平面上，断层两侧饱和压力有一定差异，北侧饱和压力较南侧高1 2 m p a 。 2 2 2 驱动方式及天然能量评价 注水前，试验区主要表现为弹性和天然水驱混合驱动方式。投产初期， 累积采出量少，地下亏空小，外部流体的驱动作用反映不明显，地层压力 呈直线下降，幅度较大，该阶段表现为依靠岩石和多孔介质中流体弹性膨 胀驱动为主；随着地下累积亏空的增大，外部流体的驱动作用越来越明显， 地层压力下降幅度减缓，驱动方式逐渐转化为以流体( 边水) 驱动为主( 图 2 3 ) 。 衡量油藏天然能量大小的指标，主要有弹性产率、单位采出程度压降、 弹性开采采油速度大小等，本次评价引用上述指标。其中无量纲弹性产率 比值为油藏试采时的实际累积产油量与封闭条件下该油藏相应期内弹性产 中国石油大学( 华东) 硕士论文第2 章油田开采规律研究 量理论值比较，其表达式如下 o o 累积产液 o1 0 02 0 03 0 04 0 0 图2 - 3绥中3 6 1 油田试验区累积产液与总压降关系曲线 ，= 格 他1 式中：n , r 一无量纲弹性产率比值，无因次； p 一总压降，m p a ： n 。一与总压降对应的累积产油量，1 04 t ： n 一原始石油地质储量，1 0 4 t ： b 。，一原始原油体积系数； b 。一与总压降对应的原油体积系数； c ：一综合压缩系数，m p a l 若n p r 值大于l 就表明在试采期内由于某种有效的天然能量作用，使 得该期间内的实际累计产量大于其弹性能量释放以后理论上所能产出的总 量，因此n p r 值越大就意味试采期间实际起作用的天然能量越多。试验区 无量纲弹性产率在2 4 2 5 1 2 之间，单位采出程度压降值o _ 3 3 0 6 7 m p a ， 弹性开采期间采油速度1 0 2 0 ( 表2 1 ) 。与油藏天然能量分级标准比 较( 表2 2 ) ，试验区属具有较多天然能量的油藏。 2 2 3 地层压力时变规律 开发试验区投产初期，单纯依靠天然能量开采，地层压力下降 较快，注水后地层压力逐渐回升，反映出注水已见到一定效果。随 着试验区内部注采系统的加强，外部流体的进采比趋于稳定并有减 7 眦姗 1 中国石油大学( 华东) 硕十论文第2 章油田开采规律研究 小的迹象，也反映出注水己见到效果。平面上，受地质条件和转注 表2 - 1试验区弹性产率计算表 转注 原始地 转注前 压降累产油弹性产率 弹性采出单位采出 区块层压力地层压力程度程度压降 n p r v o 时间 m p a1 0 d t1 0 4 伽a m p aa 值，m p a 9 6 7 试验区1 4 1 2 l l8 5 2 ”2 7 96 51 2 3 1 9 28 0 0 8 1 2 1 5 9lo l _ 5 9 6 1 l 试验区断 9 9 0 21 4 41 2 61 8 0 1 2 l4 6 6 7 4 8 54 103 35 1 1 51o 1 5 层南 试验区断9 6 7 1 4 0 21 l72 3 22 1 83 29 4 1 028 20 8 22 1 5 l 2 层北9 6 】1 表2 - 2油藏天然驱动能力分级表 指标 代表性油藏( 区块) 分级 单位采出程度压 n n rv o 数量 降值，a 天然能量充足油藏 ( 0 ，2) 3 0) 21 9 具有较多天然能量油藏 0 2 0 8l o 3 021 9 具有一定天然能量油藏0 ，2 2 5 2 1 01 0 153 9 天然能量不足油藏) 25 ( 2( 11 3 井的影响，地层压力的时变特点存在较大差异。ai 平台油井位于 断层以南，与断层北侧油井处于不同的油水系统，其地层压力下降 幅度较小，反映出较强的天然能量补充。断层北侧投产较早的a i i 、 b 平台处于同一油水系统，地层压力初期下降速度较快，由于地饱 压差较小，转注前部分地区已经脱气，注水后地层压力得以逐渐恢 复。 2 3 产液、油能力变化规律 2 3 1 初期产能分析 试验区位于油田的有利部位，储层物性好，初期产能高，平均 单井产油量达1 1 6 7 t d 。统计试验区开发初期1 4 口油井无水采油指 数资料，平均无水采油指数7 5 t d m p a ，按统计井平均有效厚度 8 中国石油大学( 华东) 硕士论文第2 章油田开采规律研究 6 5 8 m 计算，每米采油指数1 1 4 t d m p a m ( 表2 3 ) 。 表2 - 3s z 3 6 1 油田试验区采油指数统计表 统计井有效油层测试 产油量 生产 比采油指 井号数厚度中深静压 流压 f f d 压差 采油指数 数 t d m p a 口m t p ah d p am p at d m d p a a i 平均 2 4 8 01 3 oj 1 4 3 81 1 6 2 34 0 4 9 a i i 平均 5 7 l21 391 271 0 9 31 38 7 ，6l2 5 b 平均 7 6 7 11 231 0 61 4 4 41 78 3 0l4 3 试验区平均 1 4 6 5 81 301 1 41 1 671 67 5 01t 4 平面上，受原油物性、构造位置等条件的制约，初期产能存在 差异。断层南侧原油物性较差，受其影响，初期采油指数较低，断 层北侧原油物性较好，采油指数较高。处于同一油水系统的油井， 构造高部位的油井产能相对较高，低部位较低，统计i 油组顶面构 造线位于1 2 9 0 m 以上的油井和1 3 2 0 1 3 3 0 m 之间各7 口油井进行 比较，构造位置较高的井产能也较高。 纵向上，储层物性起着关键作用，这一特点测试资料有明显反 映。根据产液剖面资料，一般产量贡献值的大小与k h 值有密切关 系，油层k h 值大，该小层产量贡献值大( 图2 - 4 ) 。而从厚度统计 结果来看，厚度较大( 大于1 0 m ) 的小层产出较多，5 2 的厚度产 出全井产量的7 0 9 ，小于1 0 m 的层产出较少，共产出全井产量的 2 9 1 。以上测试资料反映出储层纵向非均质性对产能影响非常明 显，受其影响，大段合采情况下层问干扰非常严重。 图2 - 4j 9 井相对产油量与k h 关系图( 酸化前) 中国石油大学( 华东) 硕士论文第2 章油田开采规律研究 2 3 2 产液、油能力变化规律 试验区几年生产情况基本反映常规稠油油藏的一般规律，即无 因次采液、油指数随含水率的上升剪刀差逐渐增大，特高含水期后， 无因次采油指数急剧下降，无因次采液指数急剧增高【8 】。从整个试 验区动态情况看，综合含水1 0 以前产液、产油量相差不大，含水 大于1 0 以后，出现差值，含水2 0 后差距增大( 图2 5 ) ，从时间 上看，1 9 9 8 年以后，差距明显增大( 图2 6 ) 。投产较早的ai 、h 1 i 、b 平台生产情况同样反映以上特点。分析井组生产情况，以上 变化特征也比较明显，以上变化与常规稠油油田变化规律基本一 致。但从单井分析结果看，部分油井液量出现下降趋势，其特殊性 反映的也比较突出。产液量下降的油井主要集中在a i i 、b 两个平 台。1 9 9 8 年后产液量下降比较明显的油井有13 口，占两平台生产 井总数的5 2 o ，其中a i i 平台8 口，占平台油井数的6 6 7 ，b 平 台5 口，占平台油井数的3 8 5 。另外，产液量基本稳定，产油量 下降幅度较大的3 口，占两平台油井总数的1 2 o 。 图2 - 5 试验区单井日产量与图2 - 6 试验区单井产量与时间 含水关系曲线关系曲线 a 平台1 9 9 8 年后油井液量下降表现的比较突出，产液量大幅 度下降初期，有8 口井产液量表现不同程度的降低，平台平均单井 产液量由1 2 0 t d 左右下降到8 0 9 0 t d ，这种现象持续约1 年时间。 部分井采取措施后，产液量回升，至2 0 0 0 年7 月，平台液量水平 逐渐接近递减初期水平，但仍有4 口井液量水平较低，占开井数的 3 3 3 。b 平台2 0 0 0 年4 口井采取措施，油井产液量开始大幅度回 升，已达到液量递减前水平。 分析油井产量下降的原因，初步认为有下面几种： 1 0 中国石油大学( 华东) 硕士论文第2 章油田开采规律研究 ( 1 ) 注采系统不完善，注采不平衡，造成部分油井受效差，液量下 降。 这类油井又可分为两种情况，一种情况局部地区只采不注，地 层压力水平低，能量不足。另一种情况是注采不平衡，注水井欠注， 造成油井产液量降低。造成注水井欠注的原因是注入水水质不达 标、停电、管线堵塞等影响开井时率，使注水井长期达不到配注指 标。上述原因在油田注水丌发前后表现得较为突出。 ( 2 ) 油层污染使油井产量下降 ( 3 ) 泵运转周期长，形成无机垢或有机杂质造成井底污染 上述各种影响因素的综合作用，造成油井在一定时期内产液量 大幅度下降。 2 4 吸水能力变化规律 2 4 1 油层吸水能力分析 据注水井初期测试资料，油层具有较强的吸水能力，油层平均 启动压力0 1 8 m p a ，吸水指数一般1 2 0 2 0 0 m 3 m p a d ，平均1 8 4 m 3 m p a d ，每米吸水指数1 7 5 3m 3 m p a d m ，平均3 1 2 m 3 m p a d m ( 表2 4 ) 。 表2 4试验区注水测试数据表 渗透率厚度吸水指数启动压力每米吸水指数 mm m p a dm p am ，d m m p a a i i 平台平均 1 7 4 6 4 2 1 6 1 9 3 06 4 2 6 3 a i 平台平均 2 0 76 1 71 5 9 5 00 5 02 5 9 b 平台平均 3 6 04 9 51 8 8 7 5l5 34 0 4 j 平台平均 5 0 97 0 42 3 5 6 52 2 53 “ 平均 3 2 76 2 01 8 4 0 00 1 831 2 注入压力与注水量成正比关系，随着注入压力的提高，注水量 增加。由于试验区一般采用合注形式，各小层吸水能力差异较大， 从注水井指示曲线和吸水剖面上可明显地反映出来，随着注入压力 的提高，不断有新的油层开始吸水，表明在低注水压力或某一注水 中国石油大学( 华东) 硕士论文第2 章油田开采规律研究 压力条件下，部分油层不吸水或吸水差，反映出层间吸水能力差异； 根据吸水剖面测试资料，注水剖面上各小层吸水相对量差异也较 大，而吸水能力的强弱与储层非均质性密切相关，一般储层物性好 的油层，相对吸水量大，吸水能力强，储层物性相对较差的油层， 在相同注入压力下相对吸水量低，吸水能力相对。因此，在今后注 水开发过程中，及时调整注入剖面，控制高渗层水线指进，扩大波 及体积显得非常重要。 2 4 2 油层吸水能力时变规律 注水开发过程中，随着地层压力的下降，油层启动压力减少( 图 2 7 ) ；随着油藏含水率的升高，吸水指数增大( 图2 - 8 ) ，油层吸水 能力增强，据目前统计资料，当含水率达到9 0 时其吸水指数是投 产初期的3 2 倍。与陆上同类油田统计规律比较，基本一致。陆上 同类油田含水9 0 时，油层吸水指数一般为初期3 5 倍。 r 器量 坦 一3 地层毡压降一h o 图2 - 7 试验区注水启动压力与 地层总压降关系图 2 5 油层水淹规律 2 5 1 油井见水特点 缒! 喜皇2fy 嗝- o 0 3 9 6 x “8 2 1 2 卷毫1 r “09 1 8 7 坩8o ：一 0 含水2 0 4 0 图2 - 8每米吸水指数与含水 关系曲线 试验区大部分井见水，其中含水小于1 0 的井1 9 口，占开井数 的3 6 5 ，含水1 0 2 0 的井4i = l ，占7 7 ，含水2 0 4 0 的井1 6 口，占3 0 8 ，含水大于4 0 的井1 3 口，占2 5 ( 表2 5 ) 。根据油 层发育、射孔情况和水分析资料综合分析，油田投产初期见地层水 井3 l 口，见水时间平均为6 9 0 天，边水推进速度一般为0 1 1 4 6 m d ，平均1 4 5 m d 。平面上，断层南侧见地层水井主要分布在 1 2 翟 中国石油大学( 华东) 硕士论文第2 章油田开采规律研究 试验区南部边缘构造较低部位，断层北侧主要分布在构造腰部，纵 向上断层南侧主要出水层位是i 油组的7 、8 小层，断层北侧i i 油 组的1 0 、1 1 、1 2 、1 3 、1 4 小层。 井数 占百分比平均日产油 平均日产液 含水 含水分级 口m d m 4 d 5 嗍 71 3 4 66 l8 01 6 00 06 1 3 8 油井转注后陆续见到注入水的油井1 6 口，油井注水见效时间 一般3 0 天左右，注水后见注入水时间平均4 9 6 天，注入水推进速 度一般0 3 5 2 2 2 m d ，平均1 0 2 m d ，无水采收率2 1 4 ，与陆上 同类油田( 或单元) 相比较，注水见效时间相近( 孤岛中二南注水 见效时问一般为15 2 5 天，孤东油| = = i2 5 3 0 天) ，但注入水推进 速度较慢，注水后见注入水时间较晚，无水采收率较高( 表2 6 ) ， 说明其水驱效果较好。 表2 - 6同类油田注水水线推进速度统计表 油l _ i = | 和单元注水水线推进速度注水无水采收率 绥中3 6 11 0 2 2 1 4 孤岛中二南 1 21 3 孤岛主要单元 l 1 0 0 01 0 4 t )( 储量5 0 0 1 0 0 0 1 0 4 t )( 储量 5 0 01 0 4 t ) 1 0 4 t 储量厚度储量厚度储量厚度 层数层数层数 1 0 4 tm1 0 4 tm1 0 4 tm i 上2 4 3 4l1 2 2 49 7l7 2 37 0l4 8 758 i 下 5 0 9 0 2 3 2 2 92 0 221 6 6 71 4 o11 9 42 9 i i2 2 8 8l 1 0 7 l1 0 6 l 5 4 24346 7 51 92 合计 9 8 1 245 5 2 44 0 542 9 3 22 5 361 3 5 62 7 9 上述分析表明，无论开发层系内主力油层个数、油层厚度和渗 透率级差哪方面看，试验区目前开发层系划分比较粗化，一定程度 上影响了油田开发效果，尤其对提高油田最终采收率不利。 根据数值模拟结果，在现在基础上细分为it 和it + i i 两套开 发层系，其开发效果明显好于一套层系开发( 图3 1 ) 。 图3 1合采与分层系开采指标对比图 中国石油大学( 华东) 硕士论文 第3 章目前开发方式对开发效果的影响 综合上述分析，试验区开发层系划分比较粗化，对开发效果的 影响较大，预计油田开发进入高含水期后，其影响程度将会进一步 加大。 3 2 井网井距适应性研究 3 2 1 井距适应性分析 ( 1 ) 胜利油田经验公式 该公式是在改进和完善前苏联胡斯努林等计算采收率公式的 基础上，以胜坨油田实际资料为主，结合工业经济学的基本原理建 立起来的，其计算公式如下： 一r n 。 ke6 9 801 6 6 2 5l 、。二孚2 ” ( 3 1 ) r = ( 0 ， + 。一) e ”。 、“ i a o a e rp 圳0 6 9 8 + 0 1 6 6 2 5l 。纠。百- o7 9 2 ”一。孥扩”| 。2 o lj ：! ：! l ! ：堑丝! ! 盟 ( 3 3 ) 9 0 4 l 式中：e 。一最终采收率，小数； n 一生产井井网密度，w e l l k m 2 。 以一地下原油粘度，m p a s ： n ，一单井新增经济合理可采储量，l o4 t w e l l ； v 一单位面积储量，1 04 t k m 2 ； m 一单井总投资，万元； p 一单井年生产管理费，万元； l 一原油价格，元t ： n + 1 一生产井合理井网密度，w e l i k m 2 。 计算结果，油田采收率与流度和井网密度有密切关系，同一井 网密度下，流度越大，采收率越高，同一流度，加密井网，采收率 提高( 图3 - 2 ) 。由图看到，随井网密度的增加，采收率并不是成正 比递增，当井网密度达到某一值后，采收率增幅减小。试验区油层 中国石油大学( 华东) 硕士论文 第3 章 目前开发方式对开发效果的星塑 平均渗透率为2 0 0 0 1 0 胛2 ，地下原油粘度为7 0 m p a s ，流度为 0 0 3 姗2 m p a s ，由计算结果可知，合理井网密度区间在3 5 w e l l k m 2 之间。但是，当井网密度增加到一定值后，增加的开采储 量( e r v ) 在某一油价下的兑现值已低于投资额，这时再加密 井网已是不经济的，而当可采储量兑现值等于投资额时，则为经济 合理井网密度。由上式计算试验区经济合理井网密度结果为，采用 一套层系开发的经济合理井网密度，当油价1 2 0 0 元t 时，为 1 1 1 w e l l k m 2 ，井距3 0 0 m ，平均单井控制储量1 1 9 8 1 0 4 t 。 图3 - 2最终采收率与井网密度关系 ( 2 ) 埕岛油田公式 厶。 a o e , f n o ( p o - 0 - t a x ) o j 4 。( ，d + ，占+ j 占) ( 1 + r ) 7 7 2 ( 3 - 4 ) 五：a o e a i n o ( p o _ - 0 - t i a x - 磊0 2 百p 一) c o ( 3 5 ) 。4 a 。( 厶+ 厶+ i e ) ( 1 + 尺) 7 门 式中：f 一经济极限井网密度，w e 儿k m 2 ： ao 一原油商品率，取0 9 5 8 9 ； e 。一驱油效率，小数，取含水9 2 时o 3 0 4 ； n 。一地质储量，1 0 4 t ； p 。一原油价格，元吨： 中国石油大学( 华东) 硕士论文第3 章目前开发方式对开发效果的影响 0 一吨油操作费，元吨： t a x 一吨油销售税，元吨； ( 1 ) 一采出程度系数，取0 7 ； a 。一含油面积，k m 2 ； i 。一单井钻井投资，1 0 t ； i 。一单井地面投资，1 04 元 i 。一单井勘探投资，1 04 元； m 一单井总投资，1 0 4 元，m = t 。十i 。+ i 。，m 取值：项目建设 总投资除以投产井数； r 一贷款利率，取0 1 2 ； t 一评价年限，取1 8 年； l r 一合理利润，取0 1 5 p 。 利用上式计算试验区经济极限井网密度结果，当油价1 2 0 0 元 t 时，一套层系开发经济极限井网密度为1 9 1 7w e l l k m 2 ，井距 2 2 8 m ；考虑1 5 的利润后，一套层系开发的经济合理井网密度为 1 4 6 8w e l l k m 2 ，井距2 6 1 m 。 ( 3 ) 同类油田实际 胜坨油田初期开发井网，一般采用5 0 0 m 井距，在面积较大的 区块采用行列注水，面积较小的区块一般采用四点法面积注水井 网，在注水开发过程中，经过不断加密，井距转化为3 0 0 4 0 0 m 。 根据数模研究，井距3 0 0 m 左右比较适宜。 孤岛油田投产初期，井距在3 0 0 4 0 0 m ，1 9 8 1 1 9 8 5 年第一次 调整为2 7 0 3 5 0 m ，井网密度由7 2 3w e l l k m 2 增加到1 1 4 1 w e l l k m 2 ；1 9 8 71 9 9 0 年第二次调整，井距演变为1 7 0 3 5 0 m ，井 网密度由1 1 4 1w e l l k m2 增加到1 7 5 5w e l l k m 2 。经过两次调整， 可采储量增加，第一次调整油田处于中含水末期，第二次调整油田 综合含水已达8 0 以上。 孤东油田初期井距一般为2 12 m 和3 0 0 m ，经过1 9 9 0 年大规模调 整，井距演变为1 0 6 m 和1 5 0 m ，排距为2 1 2 m 和3 0 0 m 。 埕岛油田投产初期论证的经济合理井距为5 0 0 m ，实际开发中油 中国石油大学( 华东) 硕士论文 第3 章目前开发方式对开发效果的影响 田主体部位井距一般为3 0 0 m 5 0 0 m 。 试验区目前井距3 5 0 m ，与胜利经验公式比较，相同油价下，井 距较大：与埕岛经验公式比较，相同油价下，井距也较大；与埕岛 经济合理公式比较，若考虑利润率1 5 ，维持现井网开采的油价下 限为8 0 0 元吨。 3 2 2 井网形式适应性分析 对于常规注水开发的稠油油藏，陆上油田的开发经验告诉我们， 应采用注采强度较高的面积注水井网，以提高水驱控制程度和最终 采收率。孤岛油田开发初期一般采用注采井数比较低的反九点、三 点、四点井网，经过调整，大多数单元的井距都接近3 0 0 m 或在3 0 0 m 以内，且注采井数比一般都大于1 ：2 ，以五点、反七点、线状注水 井网具多。 试验区现在采用的是3 5 0 m 井距的反九点注水井网，一套层系开 采，在目前含水条件下，可基本满足试验区对注水的要求。随着含 水的上升，可以考虑进一步加密井网和改变井网形式，在原反九点 井网的边井连线中点增加一口生产井，所有老井转注，组成生产井 井距为3 5 0 m 的新的五点注水井网是试验区井网调整的一个可实施 方案。 3 3 注水时机与地层压力保持水平 3 3 1 注水时机的影响 注水时机的选择是油田开发的基本问题之一，关于油层压力或井底压 力降低到饱和压力以下的问题，前苏联做过大量的室内试验和矿场实践， 还专门为此进行过现场试验：美国和我国大庆油田也做过水驱混气油的室 内试验，这些试验的共同点是认为当油层含有一定数量的含气饱和度时， 不仅不会降低水驱油效率，反而有助于提高驱油效率。但另一方面，原油 脱气后，粘度增高，使流度比变差而降低波及体积，同时，由于气相的存 在而使油相渗透率降低，致使油井采油指数下降，当油层压力保持在低水 中国石油大学( 华东) 硕士论文第3 章目前开发方式对开发效果的影响 平时，还不利于放大生产压差。因此，在前苏联对于合理的注水时机存在 着两种不同的看法：一种看法认为注水油田的油层压力可以低于饱和压力 1 0 2 0 ，这种看法对于原油物性与压力关系不大的油田是合理的，而且 还可能以一定的幅度提高采收率。另一种看法认为油层压力低于饱和压力 时，原油产量要比早期低得多，耗水量和气油比也高，为提高产量要增大 生产压差，可以把油层压力保持在饱和压力以上。以上两方面的因素都是 存在的，究竟怎样选择注水时机，还应取决于油藏的具体条件。 综合各种研究成果和观点，在下列问题上的认识目前还是保持一致的： ( 1 ) 地层压力可以降低到饱和压力以下。在油层中存在一定气饱和度 时，水驱混气油比正常的注水采油可获得较高的最终采收率。 ( 2 ) 油田开始注水的时间、油层压力降低的界限和注水后压力保持的 水平，由于各油田的具体条件及原油物理性质不同而有所差别，不能对所 有油田按同一种标准要求。 ( 3 ) 油田开始注水的时间和压力的保持水平与所要达到的目的有关。 单纯从提高采收率的观点出发，油层压力可以降至较低水平，允许油层在 溶解气驱下开采一段时间，如要使油田有较高的单井产量，并要求较长时 间的稳定，就必须早期注水保持油层压力，并需保持较高的压力水平。 根据前苏联罗马什金和乌