论文部分内容阅读
摘要：边底水油藏具备自然能量，在实践开发边底水油藏低自然能量的流程中，含水上升高的速度加快，油井的产量偏低，所以深入研究边底水油藏意义重大。本文将延安组延6、延9井区两套系统为例，对该地区边底水油藏中的具体开发方法进行研究，只在为我国油藏的有效开发提供借鉴。
关键词：多油水系统;边底水油藏;开发方式
国内外的油气盆地中边底水油藏普遍存在着，我国塔里木盆地、渤海湾盆地、华北等地的边底水油藏较多。储备着丰富的油量，并依托于自然可对能量进行很长时期的开采，正因如此，在我国边底水油藏的战略地位较高，所以对这方面的研究略显尤为重要。
1.多油水系统边底水油藏的研究内容
研究当前延安组油田延长的实际情况自己生产中遇到的问题，在传统的研究基础上，将边底水油藏的特征相结合，本次主要的研究内容为以下几点。
1.1研究产能的合理性
将本次研究的两组油藏近几年生产所得的数据为基础，研究该井组的产能，以此为据将油藏工程的相关方法结合起来，对多油水系统边底水油藏的科学性开发方式进行研究。
1.2研究多油水系统边底水油藏的开采方法
进行不同开采方法的设计，例如，层间接替开采、合采开采、分层开采等。对不同的开采方法产出的油量、含水的升高状况、保压水平等进行分析比较。
1.3合理的研究井距、井网
对于本次研究油井的具体情况，使用反九点菱形井网，进行三类井距的设计，并对不同井距采出的程度、含水的上升状况、保压水平等相关指标进行分析比较，进行最佳方案的选择。
1.4研究水平井
通过了解影响水平井的因素，对延安组中水平井的可行性进行了验证，并对水平井产能的替换比例与水平井的长度关系加以研究，最后使用数值的模拟方式对比水平井与直井的压力、开采程度、含水率等相关指标。
1.5优选数值的模拟方案
基于地质模型的条件下，构建延安组任意井组数值的模型，择优选取与研发的指标进行预测。并对不同注水时间、开发效果的好坏进行对比;比较层间开采、合采、分采不同接替开采方法的开采效果;优选三套井网的设计，按照诸多技术合理地井网距离与经济型计算井网距离方法，选择相应地井网距离范围。
2.研究多油水体系的开发方法
通过对两套井网与一套井网的开采成绩与含水率改变曲线进行模拟。两套井网指的是使用延安组中延6、延9两套井网进行分别射孔开采，一套井网指的是同时使用延6、延9层进行射孔，两层合采。分采指的是使用两套一样的井网对延6、延9开采;合采指的是使用一套井网对延6、延9同时开采。合采方法配备的注量是23m?/d，分采方法延6、延9配备的注量分别是14m?/d与19m?/d。
比较合采与分采方案：（1）比较采出度。开采二十年后，分采方法的采出度约为28%，合采方法的采出度约为27%，分采方法的采出度高一些，所以建议使用分采方法;（2）比较综合含水率。在层间干扰层的影响下，合采方法的含水率升高速度较快，分采方法的含水率升高速度缓慢，所以在这里建议使用分采方法。
3.研究注水量
3.1以公式法对注水量计算
注水量作为沉陷油田注水情况的指标。按照平衡注采的原理，明确采油井每天的采油量之后，即可使用以下计算公式对注水井每天的注水量进行计算：
延安组当前的含水率约为22%，初期阶段的注采比例为1.3，单井平均的日产油量为4t/d，按照上述公式，对延安组单井平均每天的注水量计算，具体数值为20m?/d-25m?/d。
3.2以数值模型法对注水量计算
为了实现井距与注水量更加合理地研究，基于延6、延9同时开采的情况下，进行了四个不同注水量及井距的模拟方法，单个井距相对应的三个注水量，按照试采的动态化分析明确油井产量，水体的倍数为10倍。井距为300m时的注水量方法。为了比较方案的合理性，首先应该固定井距，井距设定为300m，注水量区别为15m?/d-30m?/d，对数值进行模拟计算。按照计算结果，通过对不同方案下采出效率的比较，获得的注水量是23m?/d的时候，综合含水的上升速度缓慢，优选方案为方案二。
3.3研究注水的时机
注水时机指的是油田初始阶段最佳的注水时间。通常按照油田天然的大小能量，油田地质特點，我国对于石油方面的需求，及其符合最大化经济利益等情况进行决策。针对有延6、延9具备一定天然能量的边底水油藏，借鉴相邻地区的经验，同步与晚期注水效果显著，某地区景区在进行投产中长期没有注水，生产层是侏罗系延91-2油层于2006年10月份开始投产，两年后油井总数为22口，平均每天的产油量约为120t，一口井每天平均的产油量为5.6t，综合含水率为11.5%，单口油井每天的产油量明显减少，多数井区，2006年1月份就开始注水，油井开始陆陆续续的见效，于本年11月份每天的产油能力约为580t，创造了最高历史，自此之后，油田的递减就有了得到了明显的缓解。
3.4不同水体倍数的开发方法
为了对不同水体大小对于注水开发效果造成的影响因素分析，基于合采的情况下，对10倍水体下的同步注水、后五年注水、不注水的开发方法进行模拟计算，结果显示，同期注水方法的采出度明显高于不注水采出度的9%，高于后五年注水方法的3%，所以针对水体大小底水油藏，需尽快及早进行注水。
4.结论与认知
（1）延安组在纵向方面具有两套油水系统，即延6和延9。这两套油水体系的水体自身具备不同的能量，延6油层水体平均的倍数是10倍，延9油层水体的平均倍数是15倍。
（2）两套油水体系具有不同的合理生产压差，延6油层合理地生产压差是1.4MPa，延9油层合理地生产压差是2.05MPa。
（3）两套油水系统的合理采油速、产能、注水度、采油度各不相同。延6油井的油层平均产能是6.3t/d，延9油井油层平均的产能是11.8t/d、延6油层合理地采油强度是2.2t/d·m，延9油层合理地采油强度是1.5t/d·m。延6油层合理地采油速度大约是2%，延9油层合理地采油速度大约是2.2%。延安组的平均的合理注水强度是3.8m?/m·d，并按照油藏的动态化改变状况进行实时调整。针对两套油水体系，按照延安组的具体状况，建议使用双底分支水平井，同时对延6与延9油层进行开采，可以促进开发效率的显著提升。
参考文献：
[1]郭文学，符晶，季敏，等.埕东油田西区边底水油藏管理模式探讨[J].内江科技，2013，000（002）：13，74.
[2]文华.边底水油藏开发效果及调整对策研究[J].特种油气藏，2009，016（002）：50-52.
[3]程时清，唐恩高，谢林峰.复杂岩性多底水断块油藏合理开发方式研究[J].特种油气藏，2007（03）：74-77+120.
关键词：多油水系统;边底水油藏;开发方式
国内外的油气盆地中边底水油藏普遍存在着，我国塔里木盆地、渤海湾盆地、华北等地的边底水油藏较多。储备着丰富的油量，并依托于自然可对能量进行很长时期的开采，正因如此，在我国边底水油藏的战略地位较高，所以对这方面的研究略显尤为重要。
1.多油水系统边底水油藏的研究内容
研究当前延安组油田延长的实际情况自己生产中遇到的问题，在传统的研究基础上，将边底水油藏的特征相结合，本次主要的研究内容为以下几点。
1.1研究产能的合理性
将本次研究的两组油藏近几年生产所得的数据为基础，研究该井组的产能，以此为据将油藏工程的相关方法结合起来，对多油水系统边底水油藏的科学性开发方式进行研究。
1.2研究多油水系统边底水油藏的开采方法
进行不同开采方法的设计，例如，层间接替开采、合采开采、分层开采等。对不同的开采方法产出的油量、含水的升高状况、保压水平等进行分析比较。
1.3合理的研究井距、井网
对于本次研究油井的具体情况，使用反九点菱形井网，进行三类井距的设计，并对不同井距采出的程度、含水的上升状况、保压水平等相关指标进行分析比较，进行最佳方案的选择。
1.4研究水平井
通过了解影响水平井的因素，对延安组中水平井的可行性进行了验证，并对水平井产能的替换比例与水平井的长度关系加以研究，最后使用数值的模拟方式对比水平井与直井的压力、开采程度、含水率等相关指标。
1.5优选数值的模拟方案
基于地质模型的条件下，构建延安组任意井组数值的模型，择优选取与研发的指标进行预测。并对不同注水时间、开发效果的好坏进行对比;比较层间开采、合采、分采不同接替开采方法的开采效果;优选三套井网的设计，按照诸多技术合理地井网距离与经济型计算井网距离方法，选择相应地井网距离范围。
2.研究多油水体系的开发方法
通过对两套井网与一套井网的开采成绩与含水率改变曲线进行模拟。两套井网指的是使用延安组中延6、延9两套井网进行分别射孔开采，一套井网指的是同时使用延6、延9层进行射孔，两层合采。分采指的是使用两套一样的井网对延6、延9开采;合采指的是使用一套井网对延6、延9同时开采。合采方法配备的注量是23m?/d，分采方法延6、延9配备的注量分别是14m?/d与19m?/d。
比较合采与分采方案：（1）比较采出度。开采二十年后，分采方法的采出度约为28%，合采方法的采出度约为27%，分采方法的采出度高一些，所以建议使用分采方法;（2）比较综合含水率。在层间干扰层的影响下，合采方法的含水率升高速度较快，分采方法的含水率升高速度缓慢，所以在这里建议使用分采方法。
3.研究注水量
3.1以公式法对注水量计算
注水量作为沉陷油田注水情况的指标。按照平衡注采的原理，明确采油井每天的采油量之后，即可使用以下计算公式对注水井每天的注水量进行计算：
延安组当前的含水率约为22%，初期阶段的注采比例为1.3，单井平均的日产油量为4t/d，按照上述公式，对延安组单井平均每天的注水量计算，具体数值为20m?/d-25m?/d。
3.2以数值模型法对注水量计算
为了实现井距与注水量更加合理地研究，基于延6、延9同时开采的情况下，进行了四个不同注水量及井距的模拟方法，单个井距相对应的三个注水量，按照试采的动态化分析明确油井产量，水体的倍数为10倍。井距为300m时的注水量方法。为了比较方案的合理性，首先应该固定井距，井距设定为300m，注水量区别为15m?/d-30m?/d，对数值进行模拟计算。按照计算结果，通过对不同方案下采出效率的比较，获得的注水量是23m?/d的时候，综合含水的上升速度缓慢，优选方案为方案二。
3.3研究注水的时机
注水时机指的是油田初始阶段最佳的注水时间。通常按照油田天然的大小能量，油田地质特點，我国对于石油方面的需求，及其符合最大化经济利益等情况进行决策。针对有延6、延9具备一定天然能量的边底水油藏，借鉴相邻地区的经验，同步与晚期注水效果显著，某地区景区在进行投产中长期没有注水，生产层是侏罗系延91-2油层于2006年10月份开始投产，两年后油井总数为22口，平均每天的产油量约为120t，一口井每天平均的产油量为5.6t，综合含水率为11.5%，单口油井每天的产油量明显减少，多数井区，2006年1月份就开始注水，油井开始陆陆续续的见效，于本年11月份每天的产油能力约为580t，创造了最高历史，自此之后，油田的递减就有了得到了明显的缓解。
3.4不同水体倍数的开发方法
为了对不同水体大小对于注水开发效果造成的影响因素分析，基于合采的情况下，对10倍水体下的同步注水、后五年注水、不注水的开发方法进行模拟计算，结果显示，同期注水方法的采出度明显高于不注水采出度的9%，高于后五年注水方法的3%，所以针对水体大小底水油藏，需尽快及早进行注水。
4.结论与认知
（1）延安组在纵向方面具有两套油水系统，即延6和延9。这两套油水体系的水体自身具备不同的能量，延6油层水体平均的倍数是10倍，延9油层水体的平均倍数是15倍。
（2）两套油水体系具有不同的合理生产压差，延6油层合理地生产压差是1.4MPa，延9油层合理地生产压差是2.05MPa。
（3）两套油水系统的合理采油速、产能、注水度、采油度各不相同。延6油井的油层平均产能是6.3t/d，延9油井油层平均的产能是11.8t/d、延6油层合理地采油强度是2.2t/d·m，延9油层合理地采油强度是1.5t/d·m。延6油层合理地采油速度大约是2%，延9油层合理地采油速度大约是2.2%。延安组的平均的合理注水强度是3.8m?/m·d，并按照油藏的动态化改变状况进行实时调整。针对两套油水体系，按照延安组的具体状况，建议使用双底分支水平井，同时对延6与延9油层进行开采，可以促进开发效率的显著提升。
参考文献：
[1]郭文学，符晶，季敏，等.埕东油田西区边底水油藏管理模式探讨[J].内江科技，2013，000（002）：13，74.
[2]文华.边底水油藏开发效果及调整对策研究[J].特种油气藏，2009，016（002）：50-52.
[3]程时清，唐恩高，谢林峰.复杂岩性多底水断块油藏合理开发方式研究[J].特种油气藏，2007（03）：74-77+120.