文　華

文章編號：1006-6535(2009)02-0050-03

摘要：馬北一號油藏規(guī)模小、含油帶窄、邊底水發(fā)育，早期開發(fā)采取一套不規(guī)則基礎(chǔ)井網(wǎng)控制主力油層、邊認識邊布井的開發(fā)模式，油井投產(chǎn)后普遍出現(xiàn)地層能量較弱、含水上升快、產(chǎn)量遞減迅速等問題。針對油田開發(fā)現(xiàn)狀，應用灰色綜合評價技術(shù)對油田水驅(qū)開發(fā)潛力地質(zhì)影響因素和開發(fā)效果進行評價，在油藏剩余油、加密調(diào)整潛力分析基礎(chǔ)上，基于數(shù)值模擬技術(shù)，有針對性地轉(zhuǎn)變油藏開發(fā)模式，調(diào)整層系井網(wǎng)，充分動用挖潛油藏剩余油。研究表明，調(diào)整對策能有效減緩含水上升和產(chǎn)量遞減速度，改善油藏開發(fā)效果。

關(guān)鍵詞：開發(fā)效果；灰色系統(tǒng)；剩余油；井網(wǎng)密度；調(diào)整對策；數(shù)值模擬；馬北一號邊底水油藏

中圖分類號：TE319

文獻標識碼：A

引 言

馬北一號油田為一受斷層控制的半背斜構(gòu)造油藏，儲層巖性均勻，油水關(guān)系清楚。油田在早期開發(fā)中采取一套不規(guī)則基礎(chǔ)井網(wǎng)控制主力油層、邊認識邊布井的開發(fā)模式，隨著油田開發(fā)的不斷深入，含油面積、油層厚度與地質(zhì)儲量均發(fā)生較大變化。含油面積為2.35 km²，石油地質(zhì)儲量為290.39×10⁴t，溶解氣地質(zhì)儲量為3.09×108 m³。平均有效厚度為11.2 m，平均有效孔隙度為24.5%，平均原始含油飽和度為67%。

截至2007年12月，共完鉆24口井，投產(chǎn)12口(其中直井8口，水平井4口)，投轉(zhuǎn)注水井6口。單井平均日產(chǎn)油5.33 t/d，累計產(chǎn)油6.35×10⁴t，綜合含水34.96%，采油速度為0.60%，采出程度為1.59%。累計注水10.75×10⁴ m³，年注采比為1.35，累計注采比為1.56。生產(chǎn)過程中出現(xiàn)地層能量較弱、含水上升快、產(chǎn)量遞減迅速等問題，因此，從開發(fā)現(xiàn)狀出發(fā)，對油田水驅(qū)開發(fā)效果和調(diào)整策略進行研究，探索邊底水油藏高效開發(fā)的模式。

1 馬北一號邊底水油藏開發(fā)效果評價

1.1 地質(zhì)因素、開發(fā)效果及綜合評價指標體系

1.1.1 地質(zhì)因素綜合評價指標體系

注水開發(fā)效果很大程度上取決于油藏自身地質(zhì)條件。收集和整理能反映油田微觀和宏觀地質(zhì)特征的15個參數(shù)^[1～3]，并根據(jù)對水驅(qū)開發(fā)效果的影響程度給各參數(shù)賦以不同的權(quán)重，建立灰色綜合評價體系和標準(表1)。

1.1.2 油藏水驅(qū)開發(fā)效果綜合評價參數(shù)

按照灰色系統(tǒng)理論注水開發(fā)油田開發(fā)效果綜合評價的準則^[4～7]，根據(jù)油田注水開發(fā)效果影響因素和注采動態(tài)特征分析結(jié)果，確定水驅(qū)儲量控制程度、水驅(qū)儲量動用程度、自然遞減率、含水上升率、注水利用率、壓力保持水平綜合評價參數(shù)和指標，統(tǒng)計生成油田綜合評價的分析標準及權(quán)值(表2)。

1.2 評價結(jié)果

第2期文 華：邊底水油藏開發(fā)效果及調(diào)整對策研究 根據(jù)上述指標體系、評價標準及權(quán)重系數(shù)，依據(jù)灰色關(guān)聯(lián)分析方法，分別計算油田的各項地質(zhì)參數(shù)與各類標準參數(shù)之間的灰色關(guān)聯(lián)系數(shù)，按關(guān)聯(lián)度最大原則確定最終的評價結(jié)論。經(jīng)過計算得到影響水驅(qū)開發(fā)效果的地質(zhì)因素綜合評價灰色關(guān)聯(lián)度向量(0.600 0，0.685 7，0.790 8，0.788 0，0.742 9)和中等評價結(jié)論。通過分析處理后，計算出水驅(qū)開發(fā)效果綜合評價的灰色多元加權(quán)歸一系數(shù)矩陣(0.720 9，0.784 4，0.841 1，0.763 3，0.689 3)，按最大隸屬原則，馬北一號油田水驅(qū)開發(fā)效果灰色系統(tǒng)綜合評價結(jié)論為P₄(中等)，其油田總體水驅(qū)開發(fā)效果中等，與油田水驅(qū)開發(fā)地質(zhì)潛力評價結(jié)果完全吻合，表明綜合評價結(jié)果可靠，符合油田實際情況。

1.3 存在問題

(1) 局部地層能量不足。由于油田處于溶解氣驅(qū)、彈性驅(qū)和邊底水驅(qū)開采下，沒有外來水體補充能量。由于油藏構(gòu)造東翼分布一定的原始邊水，油藏構(gòu)造西北翼也分布一定的原始邊水，距油水界面較近的油井受邊水影響(如馬北101井)，致使油層壓力略有上升，但隨著原油開采速度大于天然水體補給，地層虧空嚴重。2006年2月人工注水后，由于注水利用率低，虧空狀態(tài)得不到扭轉(zhuǎn)，地層壓力呈現(xiàn)下降態(tài)勢。北部區(qū)域(馬北105井以北區(qū)域)開發(fā)時間較早，地層虧空嚴重，注水利用率較差，油藏壓力分布不均，局部地層壓力下降幅度大，以構(gòu)造高部位馬6-2井至馬H4-1井附近區(qū)域最為典型；南部區(qū)域開采時間較晚，地層虧空較小，壓力較北部高，且分布較均勻。

(2) 注采關(guān)系不完善。截至2007年12月底，油田實際井網(wǎng)密度為8.4口/km²，注采井數(shù)比偏低，注采井網(wǎng)不規(guī)則，局部井距偏大，注采井距大，井網(wǎng)不完善，注采對應關(guān)系差。斷層的存在也會阻擋注入水壓力的傳播，影響地層能量的保持，北部區(qū)域壓力保持水平低。

(3) 產(chǎn)量遞減快。由于天然能量不足，油井產(chǎn)量遞減較快。如馬北1井，2003年12月自噴投產(chǎn)，日產(chǎn)油16.75 t/d，5個月后降至13.7 t/d，平均月遞減率為15%，進入抽油生產(chǎn)后，平均月遞減率為10%。盡管有新井投產(chǎn)，但油田產(chǎn)量隨含水的不斷上升呈指數(shù)遞減規(guī)律，綜合月遞減率為2.4%，月遞減系數(shù)為0.976，產(chǎn)量遞減速度較快。

2 調(diào)整潛力分析

2.1 剩余油潛力

由于油田目前采出程度很低，僅為1.59%，通過測井和試油資料分析，并對主力油層進行數(shù)值模擬，結(jié)合甲型水驅(qū)曲線，分析可知大量剩余地質(zhì)儲量未被動用，主力油層后期剩余油調(diào)整挖潛潛力大。

此外，從剩余潛力層統(tǒng)計狀況來看，油層有效厚度43.9 m，差油層砂巖厚度為4.9 m，油氣同層有效厚度為3.9 m，油水同層砂巖厚度為63.2 m，具有調(diào)整的物質(zhì)基礎(chǔ)，層組接替潛力較大。

2.2 加密井網(wǎng)調(diào)整

井網(wǎng)密度合理才能有效地控制和動用絕大多數(shù)的儲量，獲得較好的經(jīng)濟效益。由經(jīng)濟投入與產(chǎn)出平衡原理分析，當油價為3 860元/t時，該油田經(jīng)濟合理井網(wǎng)密度為22.22口/km²，經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度為92口/km²，大于2007年12月的井網(wǎng)密度(8.4口/km²)。據(jù)此，當油價較高時，油田加密調(diào)整潛力較大，而且該油田具有加密井網(wǎng)的地質(zhì)基礎(chǔ)，油田儲層孔滲條件、井間砂體連通性較好，儲層分布穩(wěn)定，橫向變化小，整體有效調(diào)整余地相對較大。2008年初新投產(chǎn)6口井，油田井網(wǎng)密度達到11.21口/km²，但仍低于合理井網(wǎng)密度22.22口/km²。加密后，井網(wǎng)控制程度大幅度提升，完善了局部注采井網(wǎng)。實行邊緣注水和內(nèi)部注水相結(jié)合的注水方式，不斷提高注入水的波及體積，可進一步改善注水效果，減緩油井產(chǎn)量的遞減。

3 開發(fā)調(diào)整對策研究

通過對井距、井網(wǎng)、開發(fā)層系、開發(fā)方式及相關(guān)開發(fā)技術(shù)政策，還有油藏規(guī)模、含油帶寬度、儲層發(fā)育及空間展布、邊底水能量狀況、隔夾層分布及縱向連通情況的研究^[8]，改變油藏開發(fā)模式，提出了小斷塊邊底水油藏高效開發(fā)調(diào)整對策。

方案1：以現(xiàn)有注采井網(wǎng)實現(xiàn)注采平衡，共有采油井17口，注水井6口。

方案2：以提高儲量動用程度、完善注采井網(wǎng)、保持地層壓力為目的，實施注采關(guān)系調(diào)整方案，共有采油井14口，注水井10口。

方案3：為保持地層壓力，在注采關(guān)系不完善和局部地層壓力較低部位實施加密，在方案2的基礎(chǔ)上增加注水井點，實現(xiàn)注采平衡。

方案4：將主力開發(fā)油層61號層下方的65號油層作為接替層，在方案1的基礎(chǔ)上，5口井接替投產(chǎn)該層，實現(xiàn)注采平衡。

方案5：在方案3穩(wěn)產(chǎn)3a后實施層組接替，5口井分別接替投產(chǎn)65號油層，實現(xiàn)注采平衡。

對上述方案進行數(shù)值模擬，給出開發(fā)指標預測結(jié)果(表3)。

由表3可知，方案5提高了采油速度，縮短了油田開發(fā)年限，有效緩解了含水上升速度和產(chǎn)量遞減速度，大大改善了油藏開發(fā)效果，最終水驅(qū)采收率較高，故將方案5作為推薦方案。

4 結(jié)論與建議

(1) 針對馬北一號油田開發(fā)現(xiàn)狀，應用灰色綜合評價技術(shù)，對水驅(qū)開發(fā)潛力地質(zhì)因素和開發(fā)效果進行綜合評價，評價結(jié)果為中等。

(2) 建議完善注采井網(wǎng)，在地層壓力低、注采不完善的局部區(qū)域加密注水井，穩(wěn)產(chǎn)3 a后實施層組接替方案，有利于保持地層壓力，緩解油田產(chǎn)量遞減，控制油田含水上升速度，改善油田開發(fā)效果。

(3) 建議采用示蹤劑監(jiān)測油井來水方向，及時分析油水井動態(tài)變化，適時采取措施控制邊底水的錐進，跟蹤分析注水開發(fā)效果。

參考文獻：

[1] 羅蟄潭.油層物理[M].北京：地質(zhì)出版社，1985：100.

[2] 袁慶峰，董富林.影響開發(fā)效果的地質(zhì)因素[J].石油勘探與開發(fā)，1984，11(3)：41～50.

[3] 高興軍，宋子齊，程仲平，等.影響砂巖油藏水驅(qū)開發(fā)效果的綜合評價方法[J].石油勘探與開發(fā)，2003，30(2)：68～69.

[4] 唐海，李興訓，黃炳光，等.綜合評價油田水驅(qū)開發(fā)效果改善程度的新方法[J].西南石油學院學報，2001，23(6)：38～40.

[5] 張新征，張烈輝，熊鈺，等.高含水油田開發(fā)效果評價方法及應用研究[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2005，24(3)：48～50.

[6] 宋子齊，趙磊，王瑞飛，等.一種水驅(qū)開發(fā)效果評價方法在遼河油田的應用[J].西安石油大學學報(自然科學版)，2004，19(3)：17～22.

[7] 宋子齊，于小龍，丁健，等.利用灰色理論綜合評價成巖儲集相的方法[J].特種油氣藏，2007，14(1)：26～29.

[8] 金勇，劉紅.小斷塊邊底水油藏開發(fā)實踐與認識[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2006，25(6)：53～55.

編輯 姜 嶺