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摘要：针对辽河油田老区井网调整潜力评价方法缺少开发层系概念的特点，在广泛查阅各种文献的基础上，经过大量的研究，由以往的合理井网密度研究，转变为层系井网评价，重点论证不同类型油藏细分开发层系的指标界限。
关键词：老区;井网调整潜力;开发层系;层系井网评价;指标界限
引 言
对于老油田可采储量潜力是一个随着开发技术进步、评价思路转变而不断深化的过程。近年来，潜力评价方法不断完善、思路不断创新，但结合当前开发阶段及开发形势，潜力评价仍面临着老区井网调整潜力评价方法缺少开发层系概念的问题。提高储量动用程度是深度开发期进一步提高采收率的有效手段，近年来以重新划分开发层系为前提的老区二次开发支撑了老油田的精细挖潜。目前亟待深化评价开发层系合理性，从纵向进一步提高动用程度角度出发，开展层系井网评价研究。通过深化层系调整评价，优选层系井网调整目标，指导老区建产潜力评价。
分析以往已实施“分层开发”区块特点及影响指标，建立“有效厚度、储量丰度、采液强度、注水强度、渗透率极差”五个指标评价方法;研究不同类型油藏单井累积产量与厚度、丰度，含水率与采液强度、注水强度的关系，以及不同渗透率级差下的各油层渗透率及累积产量，基于商业油流提出开发层系调整指标界限。进而优选层系调整目标及实例剖析。
1 有效厚度界限研究
重点分析低渗透、复杂断块和中高渗三类油藏，根据辽河油区开发单元动静态参数，绘制不同类型油藏单井累积产量与有效厚度关系曲线。有效厚度越大，油藏单井累积产油量越高，二者成正比关系。
2 储量丰度界限研究
储量丰度指油藏单位含油面积范围内的地质储量。
据辽河油区开发单元动静态参数，代入上述公式，绘制不同类型油藏单井累积产量与储量丰度关系曲线。储量丰度越大，油藏单井累积产油量越高，二者成正比关系。
3 采液强度界限研究
根据辽河油区不同类型油藏的年递减率、单井经济极限产量（55美元/桶）以及开发单元动静态参数，绘制不同类型油藏的含水率与采液强度关系曲线如图1-3。采液强度越大，含水率越高，二者成正比关系。
4 注水强度界限研究
根据辽河油区不同类型油藏的年递减率、单井经济极限产量（55美元/桶）以及开发单元动静态参数，绘制不同类型油藏单含水率与注水强度关系曲线。可以得出注水强度与含水率的关系，即注水强度越大，含水率越高，二者成正比关系。
5 渗透率级差界限研究
①一维两相渗流的开发指标（见水前）
假设一个均质等厚的单一油层，其注水线位于x=0处，生产井排位于x=L处，生产井排与注水井排之间的压差保持定压为ΔP，下面计算各项开发指标。
②一维两相渗流的开发指标（见水后）
在采油井出水后，相关开发指标的求解与上面见水前的计算相仿，但由于此时只存在唯一的油水混合带而不存在纯油区，只需注意到这时在出口端不存在固定的前沿饱和度，而是一个不断上升的含水饱和度。
③多层合采的层间干扰问题
对于多油层油藏，隔层渗透率不同，注水后会出现高渗层水窜，高渗层很快被水淹，而中低渗层虽有储量，但在合采时不能保持较高的采油速度，因此影响整体的开发效果。
在开发层系设计时，为研究同一套开发层系内不同渗透率级差的开发效果差异，以上述一维两相流模型为基础，建立10层相同储量、不同渗透率一维两相流模型，讨论不同渗透率级差下总体开发效果差异。
以中高渗油藏为例，设置10个10层一维两相流模型，渗透率级差为1～10，平均渗透率均为550mD，孔隙度22%，注采井距300m，单层厚度1m，原油粘度10 mPa·s，水粘度0.5 mPa·s，注采压差5MPa。
根据上述模型，计算中高渗油藏不同渗透率级差下的开发指标。中高渗透油藏不同渗透率级差下的累产油。可以看出渗透率级差越大，油藏累积产油量越少，二者成反比关系，所以渗透率级差越小，越有利于增加可采储量、提高采收率。而实际开发过程中，渗透率级差越小意味着越精细的开发层系划分，过于追求开发效果的细微提升，会导致开发工艺的复杂化以及开发成本的大幅提升。从渗透率级差与累产油的关系来看，渗透率级差达到6以下时，累产油明显大幅增加，在6以上时，随着渗透率级差的降低，累产油增幅不明显。效水循环量与渗透率级差的关系，渗透率级差越大，油藏低效水循环量越多，二者成正比关系，所以渗透率级差越小，越有利于减少层间矛盾、提高采油速度。从渗透率级差与低效水循环的关系来看，渗透率级差达到5以下时，低效水循环量明显大幅减少，在5以上时，随着渗透率级差的降低，低效水循环量降低不明显。
6 结论：
目前辽河油田虽处于深度开发期，在精细潜力评价下，现方式下仍有較大开发调整潜力，且为目前挖潜的主体;技术进步是潜力的源动力，分层开发等技术的不断攻克，拓展了潜力评价空间;通过老区层系井网调整等手段，可增加可采储量。
作者简介：
冷泓颖（1986-），女，工程师，2009年毕业于东北石油大学石油工程专业。现在辽河油田勘探开发研究院从事油田开发研究工作。
关键词：老区;井网调整潜力;开发层系;层系井网评价;指标界限
引 言
对于老油田可采储量潜力是一个随着开发技术进步、评价思路转变而不断深化的过程。近年来，潜力评价方法不断完善、思路不断创新，但结合当前开发阶段及开发形势，潜力评价仍面临着老区井网调整潜力评价方法缺少开发层系概念的问题。提高储量动用程度是深度开发期进一步提高采收率的有效手段，近年来以重新划分开发层系为前提的老区二次开发支撑了老油田的精细挖潜。目前亟待深化评价开发层系合理性，从纵向进一步提高动用程度角度出发，开展层系井网评价研究。通过深化层系调整评价，优选层系井网调整目标，指导老区建产潜力评价。
分析以往已实施“分层开发”区块特点及影响指标，建立“有效厚度、储量丰度、采液强度、注水强度、渗透率极差”五个指标评价方法;研究不同类型油藏单井累积产量与厚度、丰度，含水率与采液强度、注水强度的关系，以及不同渗透率级差下的各油层渗透率及累积产量，基于商业油流提出开发层系调整指标界限。进而优选层系调整目标及实例剖析。
1 有效厚度界限研究
重点分析低渗透、复杂断块和中高渗三类油藏，根据辽河油区开发单元动静态参数，绘制不同类型油藏单井累积产量与有效厚度关系曲线。有效厚度越大，油藏单井累积产油量越高，二者成正比关系。
2 储量丰度界限研究
储量丰度指油藏单位含油面积范围内的地质储量。
据辽河油区开发单元动静态参数，代入上述公式，绘制不同类型油藏单井累积产量与储量丰度关系曲线。储量丰度越大，油藏单井累积产油量越高，二者成正比关系。
3 采液强度界限研究
根据辽河油区不同类型油藏的年递减率、单井经济极限产量（55美元/桶）以及开发单元动静态参数，绘制不同类型油藏的含水率与采液强度关系曲线如图1-3。采液强度越大，含水率越高，二者成正比关系。
4 注水强度界限研究
根据辽河油区不同类型油藏的年递减率、单井经济极限产量（55美元/桶）以及开发单元动静态参数，绘制不同类型油藏单含水率与注水强度关系曲线。可以得出注水强度与含水率的关系，即注水强度越大，含水率越高，二者成正比关系。
5 渗透率级差界限研究
①一维两相渗流的开发指标（见水前）
假设一个均质等厚的单一油层，其注水线位于x=0处，生产井排位于x=L处，生产井排与注水井排之间的压差保持定压为ΔP，下面计算各项开发指标。
②一维两相渗流的开发指标（见水后）
在采油井出水后，相关开发指标的求解与上面见水前的计算相仿，但由于此时只存在唯一的油水混合带而不存在纯油区，只需注意到这时在出口端不存在固定的前沿饱和度，而是一个不断上升的含水饱和度。
③多层合采的层间干扰问题
对于多油层油藏，隔层渗透率不同，注水后会出现高渗层水窜，高渗层很快被水淹，而中低渗层虽有储量，但在合采时不能保持较高的采油速度，因此影响整体的开发效果。
在开发层系设计时，为研究同一套开发层系内不同渗透率级差的开发效果差异，以上述一维两相流模型为基础，建立10层相同储量、不同渗透率一维两相流模型，讨论不同渗透率级差下总体开发效果差异。
以中高渗油藏为例，设置10个10层一维两相流模型，渗透率级差为1～10，平均渗透率均为550mD，孔隙度22%，注采井距300m，单层厚度1m，原油粘度10 mPa·s，水粘度0.5 mPa·s，注采压差5MPa。
根据上述模型，计算中高渗油藏不同渗透率级差下的开发指标。中高渗透油藏不同渗透率级差下的累产油。可以看出渗透率级差越大，油藏累积产油量越少，二者成反比关系，所以渗透率级差越小，越有利于增加可采储量、提高采收率。而实际开发过程中，渗透率级差越小意味着越精细的开发层系划分，过于追求开发效果的细微提升，会导致开发工艺的复杂化以及开发成本的大幅提升。从渗透率级差与累产油的关系来看，渗透率级差达到6以下时，累产油明显大幅增加，在6以上时，随着渗透率级差的降低，累产油增幅不明显。效水循环量与渗透率级差的关系，渗透率级差越大，油藏低效水循环量越多，二者成正比关系，所以渗透率级差越小，越有利于减少层间矛盾、提高采油速度。从渗透率级差与低效水循环的关系来看，渗透率级差达到5以下时，低效水循环量明显大幅减少，在5以上时，随着渗透率级差的降低，低效水循环量降低不明显。
6 结论：
目前辽河油田虽处于深度开发期，在精细潜力评价下，现方式下仍有較大开发调整潜力，且为目前挖潜的主体;技术进步是潜力的源动力，分层开发等技术的不断攻克，拓展了潜力评价空间;通过老区层系井网调整等手段，可增加可采储量。
作者简介：
冷泓颖（1986-），女，工程师，2009年毕业于东北石油大学石油工程专业。现在辽河油田勘探开发研究院从事油田开发研究工作。