边底水油藏开发效果及调整对策研究

2009-05-25文华

特种油气藏 2009年2期

文　华

文章编号：1006-6535(2009)02-0050-03

摘要：马北一号油藏规模小、含油带窄、边底水发育，早期开发采取一套不规则基础井网控制主力油层、边认识边布井的开发模式，油井投产后普遍出现地层能量较弱、含水上升快、产量递减迅速等问题。针对油田开发现状，应用灰色综合评价技术对油田水驱开发潜力地质影响因素和开发效果进行评价，在油藏剩余油、加密调整潜力分析基础上，基于数值模拟技术，有针对性地转变油藏开发模式，调整层系井网，充分动用挖潜油藏剩余油。研究表明，调整对策能有效减缓含水上升和产量递减速度，改善油藏开发效果。

关键词：开发效果；灰色系统；剩余油；井网密度；调整对策；数值模拟；马北一号边底水油藏

中图分类号：TE319

文献标识码：A

引言

马北一号油田为一受断层控制的半背斜构造油藏，储层岩性均匀，油水关系清楚。油田在早期开发中采取一套不规则基础井网控制主力油层、边认识边布井的开发模式，随着油田开发的不断深入，含油面积、油层厚度与地质储量均发生较大变化。含油面积为2.35 km²，石油地质储量为290.39×10⁴t，溶解气地质储量为3.09×108 m³。平均有效厚度为11.2 m，平均有效孔隙度为24.5%，平均原始含油饱和度为67%。

截至2007年12月，共完钻24口井，投产12口(其中直井8口，水平井4口)，投转注水井6口。单井平均日产油5.33 t/d，累计产油6.35×10⁴t，综合含水34.96%，采油速度为0.60%，采出程度为1.59%。累计注水10.75×10⁴ m³，年注采比为1.35，累计注采比为1.56。生产过程中出现地层能量较弱、含水上升快、产量递减迅速等问题，因此，从开发现状出发，对油田水驱开发效果和调整策略进行研究，探索边底水油藏高效开发的模式。

1 马北一号边底水油藏开发效果评价

1.1 地质因素、开发效果及综合评价指标体系

1.1.1 地质因素综合评价指标体系

注水开发效果很大程度上取决于油藏自身地质条件。收集和整理能反映油田微观和宏观地质特征的15个参数^[1～3]，并根据对水驱开发效果的影响程度给各参数赋以不同的权重，建立灰色综合评价体系和标准(表1)。

1.1.2 油藏水驱开发效果综合评价参数

按照灰色系统理论注水开发油田开发效果综合评价的准则^[4～7]，根据油田注水开发效果影响因素和注采动态特征分析结果，确定水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、自然递减率、含水上升率、注水利用率、压力保持水平综合评价参数和指标，统计生成油田综合评价的分析标准及权值(表2)。

1.2 评价结果

第2期文华：边底水油藏开发效果及调整对策研究根据上述指标体系、评价标准及权重系数，依据灰色关联分析方法，分别计算油田的各项地质参数与各类标准参数之间的灰色关联系数，按关联度最大原则确定最终的评价结论。经过计算得到影响水驱开发效果的地质因素综合评价灰色关联度向量(0.600 0，0.685 7，0.790 8，0.788 0，0.742 9)和中等评价结论。通过分析处理后，计算出水驱开发效果综合评价的灰色多元加权归一系数矩阵(0.720 9，0.784 4，0.841 1，0.763 3，0.689 3)，按最大隶属原则，马北一号油田水驱开发效果灰色系统综合评价结论为P₄(中等)，其油田总体水驱开发效果中等，与油田水驱开发地质潜力评价结果完全吻合，表明综合评价结果可靠，符合油田实际情况。

1.3 存在问题

(1) 局部地层能量不足。由于油田处于溶解气驱、弹性驱和边底水驱开采下，没有外来水体补充能量。由于油藏构造东翼分布一定的原始边水，油藏构造西北翼也分布一定的原始边水，距油水界面较近的油井受边水影响(如马北101井)，致使油层压力略有上升，但随着原油开采速度大于天然水体补给，地层亏空严重。2006年2月人工注水后，由于注水利用率低，亏空状态得不到扭转，地层压力呈现下降态势。北部区域(马北105井以北区域)开发时间较早，地层亏空严重，注水利用率较差，油藏压力分布不均，局部地层压力下降幅度大，以构造高部位马6-2井至马H4-1井附近区域最为典型；南部区域开采时间较晚，地层亏空较小，压力较北部高，且分布较均匀。

(2) 注采关系不完善。截至2007年12月底，油田实际井网密度为8.4口/km²，注采井数比偏低，注采井网不规则，局部井距偏大，注采井距大，井网不完善，注采对应关系差。断层的存在也会阻挡注入水压力的传播，影响地层能量的保持，北部区域压力保持水平低。

(3) 产量递减快。由于天然能量不足，油井产量递减较快。如马北1井，2003年12月自喷投产，日产油16.75 t/d，5个月后降至13.7 t/d，平均月递减率为15%，进入抽油生产后，平均月递减率为10%。尽管有新井投产，但油田产量随含水的不断上升呈指数递减规律，综合月递减率为2.4%，月递减系数为0.976，产量递减速度较快。

2 调整潜力分析

2.1 剩余油潜力

由于油田目前采出程度很低，仅为1.59%，通过测井和试油资料分析，并对主力油层进行数值模拟，结合甲型水驱曲线，分析可知大量剩余地质储量未被动用，主力油层后期剩余油调整挖潜潜力大。

此外，从剩余潜力层统计状况来看，油层有效厚度43.9 m，差油层砂岩厚度为4.9 m，油气同层有效厚度为3.9 m，油水同层砂岩厚度为63.2 m，具有调整的物质基础，层组接替潜力较大。

2.2 加密井网调整

井网密度合理才能有效地控制和动用绝大多数的储量，获得较好的经济效益。由经济投入与产出平衡原理分析，当油价为3 860元/t时，该油田经济合理井网密度为22.22口/km²，经济极限井网密度为92口/km²，大于2007年12月的井网密度(8.4口/km²)。据此，当油价较高时，油田加密调整潜力较大，而且该油田具有加密井网的地质基础，油田储层孔渗条件、井间砂体连通性较好，储层分布稳定，横向变化小，整体有效调整余地相对较大。2008年初新投产6口井，油田井网密度达到11.21口/km²，但仍低于合理井网密度22.22口/km²。加密后，井网控制程度大幅度提升，完善了局部注采井网。实行边缘注水和内部注水相结合的注水方式，不断提高注入水的波及体积，可进一步改善注水效果，减缓油井产量的递减。

3 开发调整对策研究

通过对井距、井网、开发层系、开发方式及相关开发技术政策，还有油藏规模、含油带宽度、储层发育及空间展布、边底水能量状况、隔夹层分布及纵向连通情况的研究^[8]，改变油藏开发模式，提出了小断块边底水油藏高效开发调整对策。

方案1：以现有注采井网实现注采平衡，共有采油井17口，注水井6口。

方案2：以提高储量动用程度、完善注采井网、保持地层压力为目的，实施注采关系调整方案，共有采油井14口，注水井10口。

方案3：为保持地层压力，在注采关系不完善和局部地层压力较低部位实施加密，在方案2的基础上增加注水井点，实现注采平衡。

方案4：将主力开发油层61号层下方的65号油层作为接替层，在方案1的基础上，5口井接替投产该层，实现注采平衡。

方案5：在方案3稳产3a后实施层组接替，5口井分别接替投产65号油层，实现注采平衡。

对上述方案进行数值模拟，给出开发指标预测结果(表3)。