宋芳屯油田开发效果主控因素及预警体系研究

邵 帅，陈 星，王 剑，王慧影，蔡圣博

(1.大庆油田有限责任公司第二采油厂，黑龙江 大庆 163000；2. 大庆油田有限责任公司第八采油厂，黑龙江 大庆 163514；3. 大庆油田有限责任公司第一采油厂， 黑龙江 大庆 163000)

1 油田概况

宋芳屯油田位于松辽盆地中央坳陷区的三肇凹陷地区，北部处于宋芳屯鼻状构造上，南部在模范屯鼻状构造上.两鼻状构造是在三肇凹陷发生、发展过程中，在古中央隆起带的基岩突起背景下，长期发育而形成的.地层厚度自北向南减薄.自1983年以来，经历试验摸索、快速上产、持续稳产、攻关上产四个开发阶段，随着油田开发不断精细化、科学化，油田的开发效果不断改善.截止目前，宋芳屯油田划分为30个开发单元，累积采出程度为11.6%，综合含水达到57.14%.

2 油田开发效果主控因素

2.1 地质因素

2.1.1 区域构造

位于构造顶部的井初期产量相对较高, 含水率比较小，而处于构造低部的井初期产量相对较低，含水率比较大，这是由于重力分异作用，注入水大部分从构造高部位向低部位驱动，且高差越大，驱动力越大.这种驱动力使构造低部位油井水淹，而构造高部位的油井注水效果较差.如位于宋芳屯油田构造高部位的芳76-103井初期日产油量达到7.5 t，综合含水2%，而位于构造低部的芳82-92井初日产油量为2.7 t，综合含水达到3.4%.

2.1.2 沉积类型

宋芳屯油田砂体沉积主要受北部物源沉积体系控制，发育三种沉积类型：即河道砂、主体席状砂和非主体席状砂.无论是纵向上，还是平面上，水下分流河道砂的吸水和采液能力最强，其次为三角洲主体席状砂和非主体席状砂(表1).这种微相的差异造成了油层纵向和平面上的开发效果不均衡性[1].

表1 宋芳屯油田葡Ⅰ层不同沉积类型吸水强度与采液强度对比

2.1.3 储层物性

油田开发的好坏，特别是油井产油状况的高低都与储层物性有密不可分的联系.储层物性越好、厚度越大，在相同的采出程度下，油田的开发状况越好.从宋芳屯油田中3个开发区块的对比情况可以得出，在相同采出程度下，渗透率越大，采油速度越高(表2).

表2 储层物性对比表

2.2 开发因素

2.2.1 井网方式

宋芳屯油田采用正方形井网，反九点法的面积注水方式注水开发，注采井数比为1∶3 (图1).

图1 宋芳屯油田井网演化示意图

这种注水方式比较灵活机动，如果注水井吸水能力高，能满足油田开发的需要，可按这种方式进行实施.如果注水井吸水能力不高，不能满足油田开发的需要，则在需要的部位，适当增加注水井数，使注采井数比保持在1∶2左右[2].如果需要进一步调整和增强注水系统，可以把注采井数比提高到1∶1，最大限度的保证了油田注好水、注够水，使油田开发效果始终处于有利地位.

2.2.2 开发方式

目前宋芳屯油田主要采用三种开发方式：常规直井开发﹑水平井开发、整体压裂开发.不同地质特征对应不同的开发方式，取得的开发效果也不尽相同(表3).

表3 三种开发方式适用原则及开发效果对比

2.2.3 产量递减率

产量递减率是单位时间内产量递减的百分数，是衡量油田开发效果好坏的重要指标.因此，实现产量递减的有效控制，是油田改善开发效果的重要工作.分析宋芳屯油田历年产量递减影响因素，主要存在以下四个方面：一是提高井网密度可减缓产量递减幅度；二是适时进行注采系统调整可有效减缓产量递减；三是初期采油速度越高，水线推进越快导致高递减；四是高产能带来高递减，连续几年的高建成产能，将加剧后续数年的油田递减.

2.2.4 含水上升率

含水上升率是评价油田开发效果的核心指标，只有充分搞清油田含水上升规律，弄清哪些因素是必然的、哪些因素是人为造成的、哪些是可以通过后期措施加以调整的，才能为油田的开发、调整决策提供科学、合理的依据，为油田的高产、稳产打下坚实的基础[3].

3 开发效果跟踪预警体系

3.1 预警指标选取原则

在指标选取过程中要坚持以下3项原则：1)准确灵敏原则，预警指标应能够准确灵敏地反映区块开发效果变化的主要方面.而准确灵敏又体现在2个方面：一是预警时效的准确灵敏，要求在及时准确获得当前统计指标的基础上，预警指标能够迅速及时地反映开发效果运行状态的变化过程；二是预警显示度的准确灵敏，要求预警指标既对开发效果变化强弱有灵敏的反映能力.2)可靠充分原则.预警指标数据的权威性和统计口径的一致性，同时统计数据的样本数量要足够大，以满足预测和不断调整的需要.3)互相匹配原则.预警指标要与具体的要素和预警方法相匹配.

月均递减幅度与月均含水上升值这两项指标能比较敏感的反映区块开发效果月度变化过程，且对全年开发效果有一定指导性作用，因此适合作为开发效果跟踪预警指标.

3.2 月均递减幅度

月均递减幅度：指年产油产量峰值到某年12月的平均月度递减幅度，即

Qn=Qo×(1-D)n

(1)

d=1-(1-D)1/12

(2)

其中：D为产量峰值到某年年均递减率，%；d为产量峰值到某年底月均递减幅度，%；Qn为年产油，104t；Qo为产量峰值，104t；n为递减年限，a.

选取月均递减幅度的±5.0%之间为上下波动界限(图2)，上线为月均递减幅度上限，下线为月均递减幅度下限.上限以上为开发效果变差区，下限以下为开发效果变好区，上、下限之间为开发效果预警区.

图2 年递减率与月均递减幅度关系图版

统计宋芳屯油田全部区块的月均递减幅度，应用累积概率曲线方法[4]，确定月均递减幅度上限值1.66%为开发效果变差临界值，若月均递减持续高于此值，将最终导致年递减率高于20%，开发效果大幅变差，因此对月均递减幅度接近1.66%是实现开发效果预警，控制递减幅度上升就显得尤为重要.

宋芳屯油田某区块A，2012年1月份开始，月均递减幅度为1.63%，区块开发效果提出预警，2月份开发效果继续恶化，3月份开始采取治理措施，递减幅度回落至1.66%以下，进入4月份，递减幅度进一步下降，开发效果也落至预警区以下，进入区块开发效果变好区(表4).

表4 2012年1～5月区块A月均递减幅度变化情况表

需要注意的是月均递减幅度不是一定的，在具体应用的过程中应根据不同年份的年产油量重新计算.

3.3 月均含水上升值

月均含水上升值是指当月月均含水与上年年均含水的差值.月度监控每月含水上升值，重点对含水上升值大于5%的区块进行分析调整，对含水上升值介于3%～5%之间的区块提出预警信号，控制含水上升.

宋芳屯油田某区块B 2011年年均含水为54.8%，2012年1月份开始，月均含水较2011年年均含水上升2.6个百分点，至2月份，上升幅度已达4.5%(表5)，区块开发效果提出预警，到5月份，含水上升值回落至3%以下，区块开发效果转好.

表5 2012年1～5月区块B含水上升值变化情况表

4 结 论

1)影响宋芳屯油田开发效果主要地质因素有构造、沉积体系、储层物性等,不同地质特征决定油田呈现出不同的开发特征.处于构造高部位且发育良好储层条件的区块将在开发的过程中占据有利地位.

2)影响宋芳屯油田开发效果的主要开发因素有井网方式，开发方式、产量递减率以及含水上升率等.选择合理的井网类型和开发方式并且在开发过程中强调递减率与含水上升的控制，将大幅提高油田的最终开发效果.

3)采用月均递减幅度与月均含水上升值这两项指标建立的开发效果预警体系，能比较敏感的反映区块开发效果月度变化过程，且对全年开发效果有一定指导性作用，具有很强的实际应用价值.

参考文献：

[1] 侯 君, 曹海丽, 刘亚东, 等. 台105地区注水开发影响因素分析及开发方式探讨[J]. 特种油气藏, 2003, 10(5): 47-50.

[2] 李道品. 低渗透油田高效开发决策论[M]. 北京: 石油工业出版社, 2003.

[3] 张继风, 田晓东, 郭玮琪, 等. 水驱油田含水上升规律探讨及其应用[J]. 钻采工艺, 2011, 34(3): 49-51.

[4] 刘吉余, 杨 硕, 吕 靖. 累积概率曲线在渗透储层评价中的应用[J]. 大庆石油地质与开发, 2010, 29(4): 29-31.