论文部分内容阅读
摘要：受储层非均质性严重、边底水能量充足等因素影响，Z区块开发中存在井网控制程度低，层间储量动用不均、地层水侵入严重等问题，影响开效果，为此利用动态分析法，对原始油水界面、油水过渡带展步特征、水体能量大小以及水侵特征进行分析研究，明确剩余油分布规律，提出直井+水平井组合分层开发思路，指导实施水平井5口、直井8口，取得较好效果，为区块下步高效稳定开发指明了方向。
主题词：动态分析法 油藏开发 分层开发 实施效果
1.概况
Z区块发育多套含油层系，分上、下两套层系开发，其中上层系S1、SII、SIII油层组为中厚层边底水油藏，下层系EI、EII、EIII油层组为层状纯油藏。区块1998年投入开发，采用一套井网开发两套层系，共有油井155口，开井125口，平均日产液1876.9吨，日产油601.0吨，综合含水67.5%，采油速度0.87%，地质储量采出程度8.5%。
2.开发中存在问题
2.1边底水侵入严重
对于S1、SII、SIII油层组，边底水能量充足，油水过渡带内油井投产后，初期含水25.6%，后含水呈台阶式上升，平均月含水上升率1.5%，产量月递减率1.8%，目前多数井受到边水影响，含水在70～80%之间。对于底水，受隔夹层发育差、避底水距离小以及固井质量差等因素影响，部分井投产后就暴性水淹而关井。
2.2原油粘度变化大，常规冷采效果差
Z区块原油粘度存在差异性，主要表现在两方面，平面上越靠近边水，原油粘度越大，纵向上构造深度最大，原油粘度越小。以S1油层组为例，构造高部位油井原油粘度小于500mPa.s，常规生产，产量稳定;而靠近边水附近油井，原油粘度大2000 mPa.s，生产过程中出现结蜡、低产现象频繁，影响开发效果。
2.3一套井网多层系合采，层间干扰严重
Z区块采用一套直井网开发两套层系，受储层非均质性以及油藏类型差异，导致层间干扰，如上层系边底水油藏强产液，抑制下层系油层产能贡献率。以Z11井为例，生产层位为EI和SIII，日产液20.5吨，日产油2.5吨，综合含水87.8%，后实施封层，下双封管柱卡住SIII油层，单采EI油层组，日产液12.5吨，日产油8.5吨，综合含水32.0%，说明上层系SIII油层组出水严重，导致下层系EI油层组未能充分动用。
2.4井网控制程度低，地质储量动用程度差
Z区块石油地质储量2525.5万吨，共有油井155口，平均单井控制储量16.3万吨，地质储量动用程度仅8.5%，单井控制储量大，井网欠完善，具有深化井位部署潜力。
3.技术对策研究
3.1动静结合，精细刻画油水分布规律
（1）原始油水界面
利用完钻井录井、测井资料，尤其是全烃组分和地化录井数据，结合油气水井生产数据，分析各单井油气水层。通过井间对比分析，拉取油藏剖面，按照同一区块内油水界面一致原则，确定区域油水界面。
（2）油水过渡带展步特征
受构造幅度小、油水密度相近以及岩石亲水性强等因素影响，Z区块上层系油层组油水过渡带分布范围较大。通过理论计算各油层组含水率以及毛细管压力法计算油水过渡带高度，基本与实际生产动态相吻合，进而刻画出油水过渡带分布范围。
（3）水体能量评价
利用物质平衡法、数值模拟法以及迭代法等对水侵量和水油体积比进行计算，上层系边底水油藏水油体积比20～30之间，水体能量较充足。
3.2基于单井分析，确定水侵特征
（1）避边底水距离
将上层系油井生产效果与射孔井段底避底水距离进行分析，结果表明，避底水距离6m～10m，无水采油期2年，平均单井累产油0.5万吨，后含水逐步上升，直至水淹，全生命周期平均单井累产油0.8万吨，而避底水距离大于10m，油井产量递减快，全生命周期累产油仅3500吨，分析未受到底水能量补充作用，所以合理避底水距离6.0～10m。同样，建立油井产能与避边水距离关系，确定最小距离为150m。
（2）边水侵入范围分析
根据油水井生产数据、动态监测资料和措施效果等，结合构造特征、储层连通性、见水时间、水性分析等，综合分析来水方向、水线波及位置以及水线形状，井与井间相互验证，最终确定分析结果。
根据上述分析结果，绘制上层系各油层组水淹图，确定剩余油分布规律。利用动态分析法和数值模拟法，对剩余可采储量进行计算，剩余油主要集中在构造高部位以及底水锥间带。
3.3 剩余油挖潜对策研究
（1）井网井型
为减少层间干扰，上层系采用分层水平井开发，下层系为层状纯油层，平均单层厚度2.5m，层薄数量多，利用直井开发。
（2）开发方式
上层系分析水平井主要利用底水能量进行开采，下层系原油粘度高，冷采效果差，采用蒸汽吞吐开发。
（3）部署参数
水平井具有生产压差小、泄油面积大特点，部署目的层厚度大于5m，对于底水未锥进区域，水平井避底水距离6m～8m，对于已水锥区域，根据目前油水界面、地层压力以及剩余油潜力等，优化水平段位置，充分挖掘底水锥间带剩余油。
4实施效果
2019年3月以来，Z区块先后部署实施5口水平井、8口直井，完善生产井网，挖掘剩余油潜力，取得较好效果，水平井油层钻遇率92.5%，直井油层钻遇率100%，全部投产成功，水平井日增油80吨，直井日增油60吨，区块日产油由601吨上升至741吨，阶段累增油7.8万吨，预计全生命周期累增油16.5万吨，提高采收率1.1%。
5结论
（1）Z区块开发中存在井网控制程度低，层间储量动用不均、边底水侵入严重以及冷采效果差等问题，影响开发效果。
（2）利用动态分析法，对原始油水界面、油水过渡带展步特征、水体能量大小以及水侵特征进行分析研究，明确剩余油分布规律，提出具体挖潜对策，指导实施13口井，效果显著。
（3）本文在刻画油水分布规律及水侵特征分析方面的做法，可为其它油藏提供借鉴经验。
参考文献：
[1] 聂彬.欢17块底水油藏水锥起降规律影响因素研究[J].特种油气藏.2012（04）.
[2] 吴英.底水稠油油藏热采开发特征及控水措施研究[J].吐哈油气.2011（04）.
[3] 张玉芳.曙光油田稠油老区二次开发技术研究与探讨[J].内蒙古石油化工. 2009（11）..
作者简介：张晓华，男，1984年10月出生，汉族，工程师，2008年毕业东北石油大学，现于辽河油田分公司勘探开发研究院合作勘探开发所从事地质开发工作。
中油辽河油田公司 辽宁 盘錦 124010
主题词：动态分析法 油藏开发 分层开发 实施效果
1.概况
Z区块发育多套含油层系，分上、下两套层系开发，其中上层系S1、SII、SIII油层组为中厚层边底水油藏，下层系EI、EII、EIII油层组为层状纯油藏。区块1998年投入开发，采用一套井网开发两套层系，共有油井155口，开井125口，平均日产液1876.9吨，日产油601.0吨，综合含水67.5%，采油速度0.87%，地质储量采出程度8.5%。
2.开发中存在问题
2.1边底水侵入严重
对于S1、SII、SIII油层组，边底水能量充足，油水过渡带内油井投产后，初期含水25.6%，后含水呈台阶式上升，平均月含水上升率1.5%，产量月递减率1.8%，目前多数井受到边水影响，含水在70～80%之间。对于底水，受隔夹层发育差、避底水距离小以及固井质量差等因素影响，部分井投产后就暴性水淹而关井。
2.2原油粘度变化大，常规冷采效果差
Z区块原油粘度存在差异性，主要表现在两方面，平面上越靠近边水，原油粘度越大，纵向上构造深度最大，原油粘度越小。以S1油层组为例，构造高部位油井原油粘度小于500mPa.s，常规生产，产量稳定;而靠近边水附近油井，原油粘度大2000 mPa.s，生产过程中出现结蜡、低产现象频繁，影响开发效果。
2.3一套井网多层系合采，层间干扰严重
Z区块采用一套直井网开发两套层系，受储层非均质性以及油藏类型差异，导致层间干扰，如上层系边底水油藏强产液，抑制下层系油层产能贡献率。以Z11井为例，生产层位为EI和SIII，日产液20.5吨，日产油2.5吨，综合含水87.8%，后实施封层，下双封管柱卡住SIII油层，单采EI油层组，日产液12.5吨，日产油8.5吨，综合含水32.0%，说明上层系SIII油层组出水严重，导致下层系EI油层组未能充分动用。
2.4井网控制程度低，地质储量动用程度差
Z区块石油地质储量2525.5万吨，共有油井155口，平均单井控制储量16.3万吨，地质储量动用程度仅8.5%，单井控制储量大，井网欠完善，具有深化井位部署潜力。
3.技术对策研究
3.1动静结合，精细刻画油水分布规律
（1）原始油水界面
利用完钻井录井、测井资料，尤其是全烃组分和地化录井数据，结合油气水井生产数据，分析各单井油气水层。通过井间对比分析，拉取油藏剖面，按照同一区块内油水界面一致原则，确定区域油水界面。
（2）油水过渡带展步特征
受构造幅度小、油水密度相近以及岩石亲水性强等因素影响，Z区块上层系油层组油水过渡带分布范围较大。通过理论计算各油层组含水率以及毛细管压力法计算油水过渡带高度，基本与实际生产动态相吻合，进而刻画出油水过渡带分布范围。
（3）水体能量评价
利用物质平衡法、数值模拟法以及迭代法等对水侵量和水油体积比进行计算，上层系边底水油藏水油体积比20～30之间，水体能量较充足。
3.2基于单井分析，确定水侵特征
（1）避边底水距离
将上层系油井生产效果与射孔井段底避底水距离进行分析，结果表明，避底水距离6m～10m，无水采油期2年，平均单井累产油0.5万吨，后含水逐步上升，直至水淹，全生命周期平均单井累产油0.8万吨，而避底水距离大于10m，油井产量递减快，全生命周期累产油仅3500吨，分析未受到底水能量补充作用，所以合理避底水距离6.0～10m。同样，建立油井产能与避边水距离关系，确定最小距离为150m。
（2）边水侵入范围分析
根据油水井生产数据、动态监测资料和措施效果等，结合构造特征、储层连通性、见水时间、水性分析等，综合分析来水方向、水线波及位置以及水线形状，井与井间相互验证，最终确定分析结果。
根据上述分析结果，绘制上层系各油层组水淹图，确定剩余油分布规律。利用动态分析法和数值模拟法，对剩余可采储量进行计算，剩余油主要集中在构造高部位以及底水锥间带。
3.3 剩余油挖潜对策研究
（1）井网井型
为减少层间干扰，上层系采用分层水平井开发，下层系为层状纯油层，平均单层厚度2.5m，层薄数量多，利用直井开发。
（2）开发方式
上层系分析水平井主要利用底水能量进行开采，下层系原油粘度高，冷采效果差，采用蒸汽吞吐开发。
（3）部署参数
水平井具有生产压差小、泄油面积大特点，部署目的层厚度大于5m，对于底水未锥进区域，水平井避底水距离6m～8m，对于已水锥区域，根据目前油水界面、地层压力以及剩余油潜力等，优化水平段位置，充分挖掘底水锥间带剩余油。
4实施效果
2019年3月以来，Z区块先后部署实施5口水平井、8口直井，完善生产井网，挖掘剩余油潜力，取得较好效果，水平井油层钻遇率92.5%，直井油层钻遇率100%，全部投产成功，水平井日增油80吨，直井日增油60吨，区块日产油由601吨上升至741吨，阶段累增油7.8万吨，预计全生命周期累增油16.5万吨，提高采收率1.1%。
5结论
（1）Z区块开发中存在井网控制程度低，层间储量动用不均、边底水侵入严重以及冷采效果差等问题，影响开发效果。
（2）利用动态分析法，对原始油水界面、油水过渡带展步特征、水体能量大小以及水侵特征进行分析研究，明确剩余油分布规律，提出具体挖潜对策，指导实施13口井，效果显著。
（3）本文在刻画油水分布规律及水侵特征分析方面的做法，可为其它油藏提供借鉴经验。
参考文献：
[1] 聂彬.欢17块底水油藏水锥起降规律影响因素研究[J].特种油气藏.2012（04）.
[2] 吴英.底水稠油油藏热采开发特征及控水措施研究[J].吐哈油气.2011（04）.
[3] 张玉芳.曙光油田稠油老区二次开发技术研究与探讨[J].内蒙古石油化工. 2009（11）..
作者简介：张晓华，男，1984年10月出生，汉族，工程师，2008年毕业东北石油大学，现于辽河油田分公司勘探开发研究院合作勘探开发所从事地质开发工作。
中油辽河油田公司 辽宁 盘錦 124010