大庆喇萨杏油田特高含水期油藏开发调整对策

(中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江 大庆 163712)

大庆喇萨杏油田过渡带地区由北向南储层沉积类型、油层厚度、储层物性、原油黏度差异大。从开发现状看，各区块的投产时间、井网形式和井距大小不一。目前过渡带地区整体进入特高含水期，进一步挖潜难度大，如何客观评价过渡带地区各区块的开发效果，寻找潜力调整区块，明确调整方式和落实调整潜力，对于老油田稳产来说具有重要意义。

1 开发效果评价方法

模糊综合评价方法是一种基于模糊数学的综合评价方法，该方法在油田开发效果多指标综合评价中应用比较广泛[1～4]，笔者采用该方法对过渡带各区块进行开发效果评价。

1.1 确定评判对象和评价指标集U

按照合理性、独立性和可操作性的指标选取原则，针对过渡带地质特点和开发现状，建立了过渡带地区地质和开发指标评价体系。地质分类评价指标体系包括4个方面：构造特征(断层密度、地层倾角)、沉积特征(砂岩厚度、砂岩钻遇率、河道砂钻遇率)、物性特征(渗透率、孔隙度、渗透率变异系数)、流体特征(原油黏度、极限驱油效率、油水同层比例)。开发分类评价指标体系也包括4个方面：注采系统(水驱控制程度、井距变异系数、油水井利用率、油水井数比、细分注水跨度)、压力系统(油井流压、水井流压、地层压力)、注水效果(存水率、水驱指数、吸水厚度比例)、开发效果(含水上升率)。

1.2 确定权重系数集W

各项指标对评价结果的影响程度用权重系数来表示，其影响程度不一。笔者采用层次分析法[1]确定各项指标的权重大小, 把评价因素排成一个判断矩阵，根据各因素的重要程度两两比较来确定矩阵中的元素值,计算判断矩阵的最大特征根和对应的特征向量。这个特征向量就是所要求的因素权重系数，地质与开发评价因素权重系数见表1。

1.3 确定开发指标评语集V

各项地质与开发指标总体上分为2类：①对开发效果具有单调性影响的指标，如水驱控制程度越大最终采收率越高、渗透率变异系数越小最终采收率越高，该类指标可以根据其统计分布规律来建立评价标准；②指标在某一具体值时开发效果最差或最好，即在油藏工程方法中存在合理值的评价指标，如油水井数比，该类指标可以按照指标值与合理值的差值统计分布规律来建立评价标准。

按以上方法，根据指标值x在评价标准a0和a5之间的位置，建立各指标的5级评价标准：好[a0～a1)、较好[a1～a2)、中等[a2～a3)、较差[a3～a4)、差[a4～a5]。

表1 地质与开发指标权重系数

1.4 隶属度函数

隶属度函数采用岭型分布函数表示[4]，具体为：

(1)

其中：

对于开发效果呈正相关性的因素来说，单因素评价向量为：

R(x)=(r5(x),r4(x),r3(x),r2(x),r1(x))

对于开发效果呈负相关性的因素来说，单因素评价向量为：

R(x)=(r1(x),r2(x),r3(x),r4(x),r5(x))

1.5 模糊变换与评价

根据各评价指标ui确定与对应评语vj的隶属度rij，构成评价矩阵R=(rij)m×n，然后通过模糊变换Y=W⊕R，依据最大隶属度原则确定评价结果[1]。对于二级模糊综合评价，要在初级评判结果的基础上进行二级综合评判，步骤与一级评价相同。

2 评价结果分析与开发调整对策

2.1 评价结果分析

表2 评价结果分类统计表

为了反映过渡带地区储层物性和井网类型变化特点，将过渡带地区细分成45个区块，利用上述模糊综合评价方法对过渡带地区的各区块地质与开发指标进行了评价，结果见表2。由于过渡带地区储层物性和流体性质整体较差，因此地质评价分类结果中没有一类区块。影响开发效果的外因是各类开发措施，而内因是油层的地质因素，油田各项开发指标只是这种综合影响的外在反映。开发评价结果分类级别高于或等于地质分类级别时，反映出这些区块取得了较好的开发效果；反之，这类区块的开发效果还有进一步改善的空间。地质四类区块储层物性差，常规开发条件下油层难以充分动用，这两大类区块是开发调整的重点。

2.2 开发调整对策

通过对重点调整区块的地质与开发指标分析，过渡带地区主要存在3个方面的问题：一是水驱控制程度低于85%的区块，由于井距偏大、吸水厚度比例低导致油层动用程度差；二是水驱控制程度高于85%的区块，由于调整井射开的目的层物性差，各套井网注采关系完善程度低，导致局部区域油层动用程度差；三是地质上属于四类的薄差层区块，需要进行储层物性改造以改善开发效果。大庆油田在以往的加密、层系互补和储层改造措施中取得了较好的效果和认识[5～7]，笔者针对潜力调整区块存在的问题，制定了过渡带地区开发调整流程，确定了6项不同优先级别的调整对策，具体流程见图1。

图1 开发调整方式流程

3 主要调整界限

每种调整方式都是针对油田开发中存在的最突出问题而提出：层系调整针对层间干扰严重问题；加密调整针对注采井距过大问题；层系互补针对多向连通比例偏低问题；储层改造针对储层物性太差问题；注采调整针对油水井数比不合理问题；开发调整方式流程的关键是合理确定各类调整方式的界限值作为调整依据。笔者就层系细分调整、井网加密调整和层系互补调整等3种方式给出了其主要调整界限的制定依据。储层改造和注采调整方面现场应用经验成熟，可参考相关文献[8,9]。

图2 层间渗透率变异系数与采收率关系

3.1 层系细分重组调整界限

大庆油田属于陆相多层砂岩油田，垂向上储层物性差异大，大段开发时层间干扰现象严重。利用数值模拟技术研究了不同渗透率变异系数与最终采收率的关系，组合层段的渗透率变异系数越小，最终采收率越高(见图2)。渗透率变异系数在0.7～0.8时，进一步减小渗透率变异系数，采收率提高幅度减小。从大庆油田的实际情况来看，组合层系内的渗透率变异系数一般都小于1，纯油区试验区井网重组后的渗透率变异系数在0.75左右[10]，因此渗透率变异系数界限值取0.75。

3.2 加密注采井距界限

从过渡带地区实际区块的薄差层动用比例与注采井距的统计关系可以看出，薄差油层动用比例达到80%时，注采井距应控制在175m以内(见图3)；根据过渡带地区的不同井距与采收率关系曲线来看，注采井距越小，采出程度越大，注采井距小于125m后进一步加密时采收率提高幅度很小(见图4)。因此过渡带地区合理井距范围应在125～175m。

图3 薄差油层动用比例与注采井距的关系 图4 注采井距与采收率关系

3.3 层系互补调整界限

对于注采井距过大，但厚度无法满足加密条件的区块，存在2套井网以上的可以采用层系互补方式完善单砂体注采关系，提高水驱控制程度，进一步提高采收率。

建立了4组不同连通方向和连通方式的数值模型(见图5)，以此为基础进行补孔界限研究。根据计算结果，单向连通、两向连通A、两向连通B和三向连通模型补孔后可分别提高采收率7.8%、4.8%、4.4%和2.5%，补孔潜力主要位于连通方向小于3个的注采不完善区域。单向连通时，对角补孔效果最为明显(见图6)，可见单向连通时对角水井区域是优先补孔潜力区。

4 现场应用效果

依据过渡带地区开发调整方式流程图和开发调整界限值，参考各区块的物性参数和井网特征，筛选出了大庆油田过渡带地区的潜力调整区块，并制定了各区块的调整方式。由于过渡带地区油层发育层数少，厚度较薄，低油价下没有井网重组的潜力。水驱井网加密潜力区块3个，井网综合利用潜力区块8个，注采系统调整潜力区块2个，储层改造潜力区块5个，其他区块采用常规调整方式。已实施的区块取得了较好的开发效果：萨北过渡带井网加密试验区调整后多向连通比例增加20.5‰，采收率提高2.2‰；萨北过渡带一二条带基础井和一次加密井层系互补后多向连通比例增加18.1‰，采收率提高1.35‰；杏南油田储层改造试验井有效期内平均单井日增油6t。

图5 层系互补模型 图6 单向连通模型不同补孔方式效果

5 结论

1)建立了符合大庆油田过渡带地质与开发特征的多指标评价体系，利用模糊综合评价方法对各区块的地质与开发指标进行了评价和分类，根据地质与开发分类结果分级匹配原则筛选出潜力调整区块，并制定了过渡带地区的开发调整方式流程图。

2)利用油藏数值模拟技术与现场统计资料方法确定了渗透率变异系数、合理井距和补孔界限，可分别指导层系重组、井网加密以及层系互补等调整方式的实施。

3)从现场已实施调整措施的区块看，井网加密和层系互补以及储层改造措施取得了较好的开发效果，具有很好的推广应用前景。