張 剛，溫佳霖，韓迎鴿，賀 洋，趙 逸.

(延長(zhǎng)油田股份有限公司定邊釆油廠，陜西榆林 718600)

產(chǎn)量的高低是衡量油田開發(fā)水平的重要標(biāo)志，決定著油田的最終采收率，對(duì)影響產(chǎn)量變化因素的分析和研究，為油田的整體開發(fā)和全面部署具有十分重要的意義[1-3]。定邊東仁溝1780井區(qū)為巖性—構(gòu)造油氣藏，主要含油層位為長(zhǎng)1油層組，2004年9月投入開發(fā)，截至目前，注水井有35口，月注入量為12 837 m3，油井有115口，月產(chǎn)液為20 024.735 m3，日產(chǎn)油為5 086.78 t，注采比為0.78，采出程度為5.90%。由于該區(qū)塊油藏整體受構(gòu)造控制，目前產(chǎn)量與含水率既受油層展布影響，又受開發(fā)技術(shù)政策及制度的影響。為了搞清該區(qū)塊產(chǎn)量變化規(guī)律，為相應(yīng)注水配套措施提供依據(jù)，需要對(duì)該區(qū)塊進(jìn)行產(chǎn)量規(guī)律研究，找出影響產(chǎn)量變化的主控因素。

1 研究區(qū)開發(fā)現(xiàn)狀

該區(qū)油層整體發(fā)育于區(qū)塊東部，區(qū)塊產(chǎn)能與油層展布存在良好的正相關(guān)，即油層越厚，初期產(chǎn)能越高，含水率越低；長(zhǎng)1油藏初期及目前油層分布情況與日產(chǎn)油量的關(guān)系見表1。

表1 長(zhǎng)1油藏單井初期及目前油層分布情況與日產(chǎn)油量的關(guān)系Table 1 Classification of initial production and current production of single well in Chang-1 reservoir

區(qū)塊目前綜合含水率為69%，區(qū)塊單井含水率的變化受注水工作制度及油層發(fā)育狀況的雙重控制。長(zhǎng)1油藏初期及目前油層分布情況與綜合含水率的關(guān)系見表2。

表2 長(zhǎng)1油藏單井初期及目前油層分布情況與綜合含水率的關(guān)系Table 2 Classification of initial water cut and current water cut of single well in Chang-1 reservoir

定1780井區(qū)歷年產(chǎn)量綜合遞減率及含水上升率(圖1、圖2)變化顯示，前期(2005—2007)由于大規(guī)模建產(chǎn)及注水規(guī)模較小，區(qū)塊綜合遞減大，后期隨著注水規(guī)模逐步擴(kuò)大，區(qū)塊綜合遞減得到控制且一直保持低遞減；由于區(qū)塊一直保持溫和注水，含水上升得到有效控制，但供液不足致使單井遞減出現(xiàn)增大趨勢(shì)，后期有必要適當(dāng)加強(qiáng)注水，保持地層能量，減緩液量遞減。

2 產(chǎn)量分類標(biāo)準(zhǔn)研究

本次影響因素分析是基于動(dòng)靜態(tài)兩方面開展，以注采井組為單位，建立井組動(dòng)態(tài)與產(chǎn)量變化的相關(guān)性，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間以注采井組井網(wǎng)完善時(shí)間為起始點(diǎn)，依據(jù)井區(qū)注采井組產(chǎn)量變化情況，制定產(chǎn)量變化特征分類劃分標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)果見表3。

表3 產(chǎn)量變化特征分類劃分標(biāo)準(zhǔn)Table 3 Classification standard of production change characteristics

定邊東仁溝1780井區(qū)長(zhǎng)1油藏注采井組產(chǎn)量變化以“遞減”型為主，該類型井組數(shù)占總井組數(shù)的42.86%，累計(jì)產(chǎn)量占井區(qū)總產(chǎn)量的50.50%(表4)。

表4 井組產(chǎn)量變化分類統(tǒng)計(jì)Table 4 Classified statistics of production variation of well group

3 含水率上升規(guī)律

水驅(qū)油田的主要特征就是含水與采出程度的關(guān)系曲線，這一曲線綜合反映了地層及油水性質(zhì)、開發(fā)工藝及工藝措施的水平[4-8]。通過對(duì)典型井組含油面積及地質(zhì)儲(chǔ)量的確定，結(jié)合動(dòng)態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)各個(gè)井組的水驅(qū)特征曲線進(jìn)行分析，得到含水率與采出程度的變化規(guī)律，從而對(duì)油田開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行預(yù)測(cè)。通過對(duì)定邊東仁溝1780井區(qū)長(zhǎng)1油藏典型井組含水上升規(guī)律進(jìn)行分析，得出含水與采出程度變化主要以近“S”形為主，產(chǎn)油量主要在中—高含水階段產(chǎn)出，典型井組含水變化規(guī)律曲線如圖3所示。

根據(jù)儲(chǔ)層物性及油層發(fā)育狀況，將定1780井區(qū)劃分為油層發(fā)育好、油層發(fā)育較好、油層邊部3個(gè)類型，并分別進(jìn)行含水變化規(guī)律研究，得出含水與采出程度變化主要以近“S”形為主(圖4)，主要計(jì)算參數(shù)見表5。

表5 不同類型油層發(fā)育情況開發(fā)指標(biāo)對(duì)比Table 5 Development indexes of different types of reservoirs were compared

該區(qū)塊含水與采出程度關(guān)系曲線為近“S”形特征，當(dāng)含水為98%時(shí)進(jìn)行擬合段選取，相關(guān)系數(shù)都接近于1，預(yù)測(cè)最終采收率為22.58%。根據(jù)甲型水驅(qū)特征曲線推導(dǎo)出井組動(dòng)態(tài)含水上升率公式，即

lgWp=a+bNp

(1)

(2)

F=2.303b·10(a+bNp)

(3)

lgF=2.303b+a+bNp

(4)

令2.303b+a=c,b=d，可得lgF=c+dNp，即

(5)

(6)

(7)

(8)

因此可得，

=2.303dNfw(1-fw)

(9)

即得甲型水驅(qū)特征曲線含水上升率推導(dǎo)公式：

(10)

式中N——水驅(qū)地質(zhì)儲(chǔ)量，104t；

F——水油比，無量綱；

fw——含水率，小數(shù)；

R——采出程度，小數(shù)；

a、b——回歸系數(shù)。

將井組的動(dòng)態(tài)地質(zhì)儲(chǔ)量和甲型水驅(qū)特征曲線直線段回歸系數(shù)b帶入公式，可求得含水上升率圖版，通過將實(shí)際含水上升率與標(biāo)準(zhǔn)圖版的相對(duì)偏移幅度來定量表征含水上升狀況，評(píng)價(jià)注水開發(fā)效果[9-10](圖5)。當(dāng)實(shí)際值大于理論值時(shí)，說明油藏含水上升速度過快，注水效果變差，且二者差值越大說明效果越差；當(dāng)實(shí)際值小于理論值時(shí)，說明油藏含水上升速度得到控制，注水效果好，且二者差值越小說明效果越好。

含水上升率的變化受多種因素影響，十分復(fù)雜，主要影響因素為地質(zhì)及開發(fā)。其中地質(zhì)因素主要為巖石潤(rùn)濕性、儲(chǔ)層性質(zhì)、原油性質(zhì)、油藏構(gòu)造等，開發(fā)因素主要為注采井網(wǎng)和注采條件變化等[11-15]。通過對(duì)各個(gè)井組水驅(qū)曲線研究得到不同含水率情況下每采出1.0%地質(zhì)儲(chǔ)量的含水上升率變化規(guī)律(圖6)，可以看出，在地質(zhì)因素一定的情況下，不同井網(wǎng)不同注采條件對(duì)含水上升率的影響明顯，含水上升率主要在含水率為60%～80%區(qū)間變化，在理論偏差范圍之內(nèi)，說明含水整體控制較好。對(duì)于一些含水上升率較大的井組，在注水強(qiáng)度方面更要進(jìn)行合理配注，同時(shí)注重調(diào)整注水剖面。

4 產(chǎn)量變化規(guī)律主控因素分析

定1780井區(qū)產(chǎn)量變化主要有穩(wěn)產(chǎn)—高遞減、穩(wěn)產(chǎn)—低遞減、緩遞減、高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、遞減穩(wěn)產(chǎn)及低產(chǎn)穩(wěn)定等變化類型。為了更好地研究引起產(chǎn)量變化的關(guān)鍵因素，分別從油層厚度、注采井?dāng)?shù)比(井網(wǎng)形式)、注水狀況等3方面進(jìn)行分析。

4.1 油層厚度因素分析

由于井區(qū)注采井網(wǎng)不規(guī)則，井組間注采井?dāng)?shù)比差別大，如果用井組總產(chǎn)量與井組油層厚度等靜態(tài)數(shù)據(jù)進(jìn)行相關(guān)性分析，將帶來較大誤差。為了消除注采井?dāng)?shù)比的影響，采取平均單井產(chǎn)能與油層厚度、油層發(fā)育部位及沉積微相開展相關(guān)性分析。研究結(jié)果(圖7)表明，平均單井產(chǎn)能與油層厚度呈現(xiàn)正相關(guān)態(tài)勢(shì)，即從油層邊部到油層結(jié)合(較發(fā)育)部、從油層結(jié)合(較發(fā)育)部到油層發(fā)育部，隨著厚度增加，平均單井產(chǎn)能增加，在同屬分流河道沉積微相的情況下，油層厚度與平均單井累產(chǎn)油呈正相關(guān)趨勢(shì)(圖8)。因此，定1780井區(qū)井組產(chǎn)能的主控因素之一是油層厚度發(fā)育狀況。

4.2 注采井?dāng)?shù)比(井網(wǎng)形式)影響因素研究

由于定1780井區(qū)各井組間井網(wǎng)形式及井網(wǎng)完善程度不同，為了更好地分析各井組產(chǎn)量動(dòng)態(tài)變化原因，采用井組平均單井組月產(chǎn)量、累產(chǎn)油與注采井?dāng)?shù)比、井網(wǎng)形式開展相關(guān)性分析。分析結(jié)果(圖9、圖10)顯示，平均單井組階段月產(chǎn)油、累產(chǎn)油與注采井?dāng)?shù)比呈現(xiàn)較好的正相關(guān)趨勢(shì)，即從不規(guī)則井網(wǎng)到近反七點(diǎn)井網(wǎng)、從近反七點(diǎn)井網(wǎng)到正方形反九點(diǎn)，隨著注采井?dāng)?shù)比的增加，平均單井組階段月產(chǎn)油、累產(chǎn)油相應(yīng)增加，井網(wǎng)形式對(duì)井組產(chǎn)能的影響起著重要作用，是主控因素之一，因此，合理的井網(wǎng)型式是高效開發(fā)的關(guān)鍵。

4.3 注水狀況影響因素研究

注水狀況的變化對(duì)油井產(chǎn)量的影響很大，在此對(duì)定1780井區(qū)典型注水井組的階段注采比、累積注采比、含水上升率與注水狀況相關(guān)性進(jìn)行分析。

由圖11、圖12可知：①井組在非正常注水時(shí)，累積注采比、階段注采比保持在較低水平(<1)，注水比較穩(wěn)定的井組累積注采比、階段注采比整體保持在較高水平(>1)；②穩(wěn)定注水井組的平均單井產(chǎn)量遞減幅度小于非穩(wěn)定注水井組，并且產(chǎn)量遞減幅度由穩(wěn)定注水到非穩(wěn)定注水逐漸增大；③穩(wěn)定注水井組較非穩(wěn)定注水井組含水上升率變化幅度較小，在理論偏差范圍之內(nèi)，說明穩(wěn)定注水含水整體控制較好。主要是由于注水井不合理的配注量造成井底注水壓力的不斷擾動(dòng)，使地層微裂縫開啟，形成優(yōu)勢(shì)通道，致使油井含水上升較快，產(chǎn)量下降嚴(yán)重，因此合理的配注量和注水方式是產(chǎn)量變化的主控因素。

根據(jù)各井組產(chǎn)量變化類型，從沉積微相、油層發(fā)育部位、油層厚度、井網(wǎng)形式、累積注采比、階段注采比、注水狀況、含水上升率等動(dòng)靜態(tài)深入分析，得出影響各井組產(chǎn)量變化的主要因素，并在此基礎(chǔ)上有針對(duì)性地提出技術(shù)政策或配套措施，為改善開發(fā)效果提供重要的技術(shù)參考，具體情況見表6。

表6 單井組產(chǎn)量變化及配套措施Table 6 Variation of production parameters of well group and corresponding measures

續(xù)表

5 結(jié)論

(1)該區(qū)塊初期產(chǎn)能及含水率與油層展布存在良好的正相關(guān)，即油層越厚，初期產(chǎn)能越高，含水率越低；目前產(chǎn)量與含水率受油層展布、井網(wǎng)形式及開發(fā)技術(shù)政策及制度雙重控制。油層發(fā)育部位、油層厚度、注采比是影響產(chǎn)量變化的主要因素，穩(wěn)定的注水制度、合理的井網(wǎng)是影響含水上升率的重要因素。

(2)該區(qū)塊長(zhǎng)1油藏注采井組產(chǎn)量變化以“遞減”型為主，該類型井組數(shù)占總井組數(shù)的42.86%，累計(jì)產(chǎn)量占井區(qū)總產(chǎn)量的50.50%，是主要的產(chǎn)能貢獻(xiàn)區(qū)域和后期措施調(diào)整的方向。