油藏的开发规律分析及注水探讨

油藏的开发规律分析及注水探讨

刘逸强

天津市 大港油田第二采油厂地质研究所 300280

摘要：在油田的开发过程中会逐步呈现出现相关问题，本文主要是从油藏的开发规律出发，对其进行分析，探讨对应的调整方案来提升油田开发效果，为相关人员提供理论参考。

关键词：油藏；开发规律；采油指数

1、注水开发动态分析技术

    1. 1应用示踪荆监浏技术

示踪剂是指易溶、在极低浓度下仍可检出、能指示溶解它的液体在多孔介质中的存在、流动方向和渗透速度的物质。示踪剂监测指加入与被示踪流体性态同步的物质，通过见剂时间、见剂量、水驱速度等情况分析，监测被示踪流体的运动状况，从而完成井间参数分析与解释。应用示踪剂监测技术可评价注水开发油藏井间动态连通性、注入水流动方向，以及油藏剩余油分布规律，评价油田注水开发效果，同时对监测结果应用综合解释技术进行数值模拟分析，得出储层井间连通状况，物性分布特征等参数，为油藏的注采调整提供重要的依据。

    1. 2注水井分层动态分析

分层注水是二次采油的普遍措施。注水井问题已经成为各个油田关注的焦点问题。通过对注水井分层动态的分析，可以得到分层注水指示曲线，这不但克服了多层合采时指示曲线斜率为负的不足，且还能根据分层指示曲线反演地层动态参数，利用现代计算机技术作出不同时期不同层位的吸水剖面图。注水井的分层动态分析结果有助于采油工程师采取及时准确的措施，控制高渗透层的注水量，增加中、低渗透层的注水量，进行注水量分配调整。

    1.3水淹图辅助分析法

根据单元目前油井含水率，做出各小层水淹状况图，直观反映油层平面上各部位含水率的高低.由于大多数生产井是多层合采，其含水率反映的是主要出力层的含水，因此在做各小层的水淹图时，首先需要判断各小层的含水状况。一是通过附近单采井的资料，二是通过动态监测资料，如对应水井的吸水剖面资料、饱和度测井资料、RFT测压资料等综合判断。

    1.4不稳定注水技术

不稳定注水技术主要指改变注水方式、注水周期以及注水量波动幅度的注水开发技术。不稳定注水技术可以改善非均质油藏储量动用状况，提高储量动用程度，改善油藏水驱效果，提高油藏采收率；利用开发侧井、生产测井、试井分析、检查井取心资料分析等方法，可以半定量、定量描述油藏水驱动用状况及剩余汕分布的阶段动态变化，为不稳定注水工程参数的进一步优化提供依据。
2、采液、采油指数变化
        采油指数是指单位生产压差下的油井日产油量，它是表示油井产能大小的重要参数。采液指数是指单位生产压差下的油井日产液量。在不考虑流体性质随压力变化的条件下，采液、采油指数的变化主要和油水相对采油指数曲线特征： ①低渗透油藏储层束缚水饱和度较高，油水渗透率有关，因此储层相渗特性决定了采液、采油指数的变化规律。某油藏油水两相相对渗透率及无因次产液、两相流动区域窄，最终驱油效率较低；②随含水饱和度上升，油相相对渗透率急剧降低，水相相对渗透率却抬升缓慢，渗流阻力大，油水前缘突破至井底，油井产水后，产液量、产油量均会有较大幅度的降低；③从无因次采液采油指数曲线上反映出，油水前缘突破至井底，油井产水后，产液量、产油量均会有较大幅度的降低，并产量降低趋势持续到整个开发始末，使靠体液延长稳产期的方法受到限制。根据油藏平均相对渗透率曲线及分流量公式，作出切6区E1 3油藏油藏无因次采油指数和无因次采液指数随含水率变化曲线，从曲线可看出，无因次采油指数随含水上升而下降，符合低渗透、低粘度油藏的一般特征，当含水上升到90%时无因次采液指数未上升到1.0，说明油藏提液潜力较小，依靠提液保持稳产的难度大。
3、油井见效规律
        某油藏见效特征表现为日产液、日产油稳定或上升，含水稳定，动液面稳定或上升。统计区块12口，见效井12口，见效程度100%，见效周期5-10个月，平均8个月。该油藏主要生产Ⅰ-12小层，各井组生产曲线表明，注水初期井组液量有所恢复，注水见效后半年内保持相对稳定，之后随着含水上升、压力下降液量呈逐步下降趋势，2019年含水上升快，导致产量快速下降。2019年底到2020年，经过油井工作制度和井组注采比的下调，含水逐步回落，产量趋于平稳。相比较而言，油井压力恢复的井组液量下降稍慢。2021年初，部分油井调大工作制度生产，导致了注入水和边水推进加快，井组的含水快速上升，产液量上升，产量下降。
4、含水上升规律
        切6井区油藏投产初期含水<10%的油井9口，占81.8%，反映出油藏有一定的无水采油期，且无水采油期时间长短与油井投产时间早晚和所处构造位置有关：投产越早、构造位置越高的井无水采油期越长，最长无水采油期近4年，最短没有无水采油期（切六-212井），一般在1-2年。到2021年12月底，切6区油藏综合含水47.19%，处于中含水阶段；2021年底开始，切6区油藏治理后含水开始回落，中高含水井减少，低含水井增多，2022年初，切六-某井受边水影响，含水再次上升。

        切6井区油藏水平井占油井数及产量的份额大，因此水平井的含水上升较大程度地影响了油藏含水变化，尤其2022年一季度，受边水影响，切六-该井含水快速上升，且产水量大，直接影响到油藏含水上升加快，2022年3月，该油藏月产水0.2616×104m3，而切六一该口井月产水达到0.1147×104m3，占油藏总量的43.8%，产油量却只占油藏总量的2.7%，2022年4月，对切六-该井进行间采，油藏含水回落到30.85%；油藏综合含水于2017年下半年开始上升速度加快，且从采出程度与含水关系图及含水与含水上升率变化图中可知，实际含水、含水上升率均高于理论水平。
5、压力变化规律
        油田切6区天然能量弱，经计算，切6区油藏弹性采收率为1.5%。经过一段时期的开发，切6井区各油藏的地层压力与原始地层压力相比，都有不同程度的下降。切6区油藏地层压力在注水和边水共同作用下有所恢复，目前渐趋平稳，压力保持水平91.5%。
6、调整方案
        本文以切6区油藏为研究对象，采用数值模拟方法对合理注采比进行论证，以目前注采井网为基础，采用目前开井的12口生产井和12口注水井，进行注采比优化，方案配产以2020年10月生产数据为基础，设置0.8、1.0、1.2、1.4四个注采比方案进行优化。对比不同注采比方案的模拟结果可以看出，注采比1.2时开发效果最好，注采比1.0和1.4次之，注采比为0.8时效果最差；模拟10年压力保持水平分别为原始地层压力的72%、76%、85%、88%。1.2的注采比对于低渗油藏而言既能够满足充分补充地层能量的需要，又可以避免注入量过大、油井水淹的问题；确定后期调整注采比为1.2。为有效控制油藏含水率上升，油藏自2020年初控制注水量，配比注采比持续偏低，导致油藏部分井组注采不平衡矛盾突出，一线油井液量递减较大。目前油藏累计注采比仅0.86，累计亏空7.86万方。根据分析，建议调整部分井配注量。根据油藏剩余油饱和度和丰度分布图，油藏局部具有加密上返潜力，优选部署油藏上返1口。切六区油藏，历年措施效果较好，根据目前油井生产情况优选了2口井措施。
结语：油藏初期衰竭开发，油藏压力下降速度较快，地层能量减小；中期进行注水，由于注采比较高，油藏压力缓慢上升，后期注采比下调，油藏压力又缓慢下降，但是下降幅度不大，说明目前注采比略微偏小，可适当提升注采比；根据油藏动态分析体现出目前井网采用边部注水的开发模式对油藏单井含水、液量产生的矛盾已经愈加明显，下步建议在油藏中区利用油藏上返增加注水井点，降低该油藏单井注水强度，提高油藏整体配注水平，保持油藏稳产。
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