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《遼寧化工雜志》2015年第三期

1油藏開發(fā)現(xiàn)狀

截止2010年底，共有正常油水井123口（油井85口，注水井38口），開井105口（油井71口，注水井34口），平均單井日產(chǎn)油1.7t，含水83.2%。累積產(chǎn)油306.7×104t，累積注水1156.2×104m3，累積注采比1.3，采出程度24.4%，可采采出程度77.1%，采液速度2.43%，采油速度0.34%，年遞減率9.7%。由于含油性、物性的差異，不同區(qū)域開發(fā)效果差異較大。南部開發(fā)效果最好，采出程度27.2％，綜合含水84.0％，累積產(chǎn)油量占全區(qū)的70.1%，目前日產(chǎn)油量仍占全區(qū)的57.4%，但由于剖面矛盾突出，油層動(dòng)用程度偏低，主力層水淹、水竄嚴(yán)重，部分區(qū)域井網(wǎng)不規(guī)則和井況問題導(dǎo)致部分井點(diǎn)缺失，區(qū)域含水上升較快，累積注采比只有0.9，年遞減率達(dá)到11.5％，采油速度僅0.31%。

2油藏開發(fā)效果評(píng)價(jià)

2.1水驅(qū)控制程度與剖面動(dòng)用狀況分析表1為某井區(qū)克上組油藏分區(qū)水驅(qū)控制程度統(tǒng)計(jì)表。新疆某油田某井區(qū)克上組油藏井網(wǎng)基本完善，油水井打開程度高，水驅(qū)控制程度為82.5%，油藏中部最高為91.3％，南部次之，北部最低。北部水驅(qū)控制程度較低的原因是由于油層發(fā)育差，油水井注采對(duì)應(yīng)性較差。克上組儲(chǔ)層由于沉積跨度大、沉積厚度大、小層多，非均質(zhì)嚴(yán)重導(dǎo)致油層動(dòng)用程度較低。從分階段產(chǎn)吸剖面分析，初期主要投產(chǎn)S5+R5，射開油層跨度小、層段少，單砂層產(chǎn)液剖面動(dòng)用程度30%～40%，動(dòng)用差異較小，吸水剖面主力和非主力底部的單砂層動(dòng)用較好，動(dòng)用程度60%～80%。后補(bǔ)孔S3+S4，射開油層跨度增大，生產(chǎn)層段增多，導(dǎo)致了油藏剖面動(dòng)用不均、層間矛盾越來越突出，物性較好的主力層S32、S52-2、R5產(chǎn)吸動(dòng)用程度在40%以上，產(chǎn)液吸水百分比較高，物性相對(duì)較差的S31、S41、S51動(dòng)用程度下降至20%左右，產(chǎn)吸能力明顯下降。從剖面動(dòng)用狀況分析，產(chǎn)液剖面動(dòng)用程度大于40%的有6個(gè)單砂層，小于30%的有15個(gè)單砂層；吸水剖面動(dòng)用程度大于40%的有9個(gè)單砂層，小于30%的有10個(gè)單砂層。表2為某井區(qū)克上組油藏單砂層剖面動(dòng)用狀況分級(jí)統(tǒng)計(jì)表。

2.2注采能力分析南部區(qū)域無因次采液（采油）指數(shù)在含水80%以前變化不大，進(jìn)入特高含水期迅速上升，采油指數(shù)隨含水上升迅速下降，與理論曲線相比目前產(chǎn)液能力偏低。油藏南部初期吸水能力強(qiáng)，吸水指數(shù)為20.09m3/（d·MPa），隨著開發(fā)過程中油田污水回注，儲(chǔ)層受到一定程度污染，吸水指數(shù)下降較快。另一個(gè)原因是油藏提高分注級(jí)別后控制物性較好的主力層的注水強(qiáng)度，加強(qiáng)差油層的注水，導(dǎo)致注水井吸水能力下降，目前吸水指數(shù)在4.8m3/（d·MPa）左右。

2.3遞減規(guī)律分析油藏從1992年開始進(jìn)入遞減階段，年產(chǎn)油量由高峰時(shí)的21.7×104t開始下降，符合指數(shù)遞減規(guī)律，年綜合遞減率11.3%，該階段遞減較大的主要原因是層間和層內(nèi)物性差異大導(dǎo)致油井部分層水淹、水竄，含水上升速度過快；自1998年起實(shí)施擴(kuò)邊、分注提級(jí)等綜合治理措施，遞減減緩到8.0％左右，遞減曲線見圖1。

2.4含水率變化規(guī)律圖2為克上組油藏含水率與采出程度關(guān)系曲線。由圖2可得：油藏南部含水初期符合35%的理論采收率曲線，隨著開發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)開發(fā)效果有所好轉(zhuǎn)，1998-2000年進(jìn)行了西部擴(kuò)邊，含水有所下降，偏向40%的理論采收率曲線，近幾年含水上升加快，開發(fā)效果變差；油藏中部初期由于實(shí)行強(qiáng)注、強(qiáng)采的開發(fā)方式，水竄嚴(yán)重，含水上升不正常，1988年采取隔水、補(bǔ)孔等綜合治理措施含水有所下降，隨著開發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，含水逐漸上升，偏向27%的理論采收率曲線；北部由于注水后油井見水不見效，水驅(qū)效果差，含水受單井影響波動(dòng)大，總體上在25%～30%的理論采收率曲線之間。

2.5地層壓力分布2010年全區(qū)油井測(cè)壓18井次，地層壓力18.13MPa，流壓8.81MPa；注水井測(cè)壓18口井，地層壓力25.79MPa，流壓30.97MPa，注采井地層壓差7.66MPa，注采流動(dòng)壓差22.16MPa。平面上地層壓力分布不均衡，油藏南部累積注采比0.9，壓力保持程度較低，僅為77.1％，由南部構(gòu)造下傾方向的邊水區(qū)域向克-烏斷裂段，地層壓力保持程度逐漸下降，克-烏斷裂附近的6個(gè)井組平均地層壓力在14MPa左右，壓力保持程度只有65％左右；油藏中部地層壓力較高，地層壓力保持程度為105％；油藏北部注多采少，累積注采比3.5，累積虧空-191.5×104m3，地層壓力保持程度為115％。

3結(jié)論

（1）克上組生產(chǎn)層段增多，導(dǎo)致了油藏剖面動(dòng)用不均、層間矛盾越來越突出，吸水指數(shù)下降較快。（2）克上組油藏進(jìn)入遞減階段后，遞減率符合指數(shù)遞減規(guī)律，年綜合遞減率11.3%，（3）油藏南部含水上升快，開發(fā)效果較差；中部和北部開發(fā)效果較好。

作者：胡中英單位：新疆油田公司百口泉采油廠