大慶喇薩杏油田特高含水期油藏開發調整對策

(中石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院,黑龍江 大慶 163712)

大慶喇薩杏油田過渡帶地區由北向南儲層沉積類型、油層厚度、儲層物性、原油黏度差異大。從開發現狀看，各區塊的投產時間、井網形式和井距大小不一。目前過渡帶地區整體進入特高含水期，進一步挖潛難度大，如何客觀評價過渡帶地區各區塊的開發效果，尋找潛力調整區塊，明確調整方式和落實調整潛力，對于老油田穩產來說具有重要意義。

1 開發效果評價方法

模糊綜合評價方法是一種基于模糊數學的綜合評價方法，該方法在油田開發效果多指標綜合評價中應用比較廣泛[1～4]，筆者采用該方法對過渡帶各區塊進行開發效果評價。

1.1 確定評判對象和評價指標集U

按照合理性、獨立性和可操作性的指標選取原則，針對過渡帶地質特點和開發現狀，建立了過渡帶地區地質和開發指標評價體系。地質分類評價指標體系包括4個方面：構造特征(斷層密度、地層傾角)、沉積特征(砂巖厚度、砂巖鉆遇率、河道砂鉆遇率)、物性特征(滲透率、孔隙度、滲透率變異系數)、流體特征(原油黏度、極限驅油效率、油水同層比例)。開發分類評價指標體系也包括4個方面：注采系統(水驅控制程度、井距變異系數、油水井利用率、油水井數比、細分注水跨度)、壓力系統(油井流壓、水井流壓、地層壓力)、注水效果(存水率、水驅指數、吸水厚度比例)、開發效果(含水上升率)。

1.2 確定權重系數集W

各項指標對評價結果的影響程度用權重系數來表示，其影響程度不一。筆者采用層次分析法[1]確定各項指標的權重大小, 把評價因素排成一個判斷矩陣，根據各因素的重要程度兩兩比較來確定矩陣中的元素值,計算判斷矩陣的最大特征根和對應的特征向量。這個特征向量就是所要求的因素權重系數，地質與開發評價因素權重系數見表1。

1.3 確定開發指標評語集V

各項地質與開發指標總體上分為2類：①對開發效果具有單調性影響的指標，如水驅控制程度越大最終采收率越高、滲透率變異系數越小最終采收率越高，該類指標可以根據其統計分布規律來建立評價標準；②指標在某一具體值時開發效果最差或最好，即在油藏工程方法中存在合理值的評價指標，如油水井數比，該類指標可以按照指標值與合理值的差值統計分布規律來建立評價標準。

按以上方法，根據指標值x在評價標準a0和a5之間的位置，建立各指標的5級評價標準：好[a0～a1)、較好[a1～a2)、中等[a2～a3)、較差[a3～a4)、差[a4～a5]。

表1 地質與開發指標權重系數

1.4 隸屬度函數

隸屬度函數采用嶺型分布函數表示[4]，具體為：

(1)

其中：

對于開發效果呈正相關性的因素來說，單因素評價向量為：

R(x)=(r5(x),r4(x),r3(x),r2(x),r1(x))

對于開發效果呈負相關性的因素來說，單因素評價向量為：

R(x)=(r1(x),r2(x),r3(x),r4(x),r5(x))

1.5 模糊變換與評價

根據各評價指標ui確定與對應評語vj的隸屬度rij，構成評價矩陣R=(rij)m×n，然后通過模糊變換Y=W⊕R，依據最大隸屬度原則確定評價結果[1]。對于二級模糊綜合評價，要在初級評判結果的基礎上進行二級綜合評判，步驟與一級評價相同。

2 評價結果分析與開發調整對策

2.1 評價結果分析

表2 評價結果分類統計表

為了反映過渡帶地區儲層物性和井網類型變化特點，將過渡帶地區細分成45個區塊，利用上述模糊綜合評價方法對過渡帶地區的各區塊地質與開發指標進行了評價，結果見表2。由于過渡帶地區儲層物性和流體性質整體較差，因此地質評價分類結果中沒有一類區塊。影響開發效果的外因是各類開發措施，而內因是油層的地質因素，油田各項開發指標只是這種綜合影響的外在反映。開發評價結果分類級別高于或等于地質分類級別時，反映出這些區塊取得了較好的開發效果；反之，這類區塊的開發效果還有進一步改善的空間。地質四類區塊儲層物性差，常規開發條件下油層難以充分動用，這兩大類區塊是開發調整的重點。

2.2 開發調整對策

通過對重點調整區塊的地質與開發指標分析，過渡帶地區主要存在3個方面的問題：一是水驅控制程度低于85%的區塊，由于井距偏大、吸水厚度比例低導致油層動用程度差；二是水驅控制程度高于85%的區塊，由于調整井射開的目的層物性差，各套井網注采關系完善程度低，導致局部區域油層動用程度差；三是地質上屬于四類的薄差層區塊，需要進行儲層物性改造以改善開發效果。大慶油田在以往的加密、層系互補和儲層改造措施中取得了較好的效果和認識[5～7]，筆者針對潛力調整區塊存在的問題，制定了過渡帶地區開發調整流程，確定了6項不同優先級別的調整對策，具體流程見圖1。

圖1 開發調整方式流程

3 主要調整界限

每種調整方式都是針對油田開發中存在的最突出問題而提出：層系調整針對層間干擾嚴重問題；加密調整針對注采井距過大問題；層系互補針對多向連通比例偏低問題；儲層改造針對儲層物性太差問題；注采調整針對油水井數比不合理問題；開發調整方式流程的關鍵是合理確定各類調整方式的界限值作為調整依據。筆者就層系細分調整、井網加密調整和層系互補調整等3種方式給出了其主要調整界限的制定依據。儲層改造和注采調整方面現場應用經驗成熟，可參考相關文獻[8,9]。

圖2 層間滲透率變異系數與采收率關系

3.1 層系細分重組調整界限

大慶油田屬于陸相多層砂巖油田，垂向上儲層物性差異大，大段開發時層間干擾現象嚴重。利用數值模擬技術研究了不同滲透率變異系數與最終采收率的關系，組合層段的滲透率變異系數越小，最終采收率越高(見圖2)。滲透率變異系數在0.7～0.8時，進一步減小滲透率變異系數，采收率提高幅度減小。從大慶油田的實際情況來看，組合層系內的滲透率變異系數一般都小于1，純油區試驗區井網重組后的滲透率變異系數在0.75左右[10]，因此滲透率變異系數界限值取0.75。

3.2 加密注采井距界限

從過渡帶地區實際區塊的薄差層動用比例與注采井距的統計關系可以看出，薄差油層動用比例達到80%時，注采井距應控制在175m以內(見圖3)；根據過渡帶地區的不同井距與采收率關系曲線來看，注采井距越小，采出程度越大，注采井距小于125m后進一步加密時采收率提高幅度很小(見圖4)。因此過渡帶地區合理井距范圍應在125～175m。

圖3 薄差油層動用比例與注采井距的關系 圖4 注采井距與采收率關系

3.3 層系互補調整界限

對于注采井距過大，但厚度無法滿足加密條件的區塊，存在2套井網以上的可以采用層系互補方式完善單砂體注采關系，提高水驅控制程度，進一步提高采收率。

建立了4組不同連通方向和連通方式的數值模型(見圖5)，以此為基礎進行補孔界限研究。根據計算結果，單向連通、兩向連通A、兩向連通B和三向連通模型補孔后可分別提高采收率7.8%、4.8%、4.4%和2.5%，補孔潛力主要位于連通方向小于3個的注采不完善區域。單向連通時，對角補孔效果最為明顯(見圖6)，可見單向連通時對角水井區域是優先補孔潛力區。

4 現場應用效果

依據過渡帶地區開發調整方式流程圖和開發調整界限值，參考各區塊的物性參數和井網特征，篩選出了大慶油田過渡帶地區的潛力調整區塊，并制定了各區塊的調整方式。由于過渡帶地區油層發育層數少，厚度較薄，低油價下沒有井網重組的潛力。水驅井網加密潛力區塊3個，井網綜合利用潛力區塊8個，注采系統調整潛力區塊2個，儲層改造潛力區塊5個，其他區塊采用常規調整方式。已實施的區塊取得了較好的開發效果：薩北過渡帶井網加密試驗區調整后多向連通比例增加20.5‰，采收率提高2.2‰；薩北過渡帶一二條帶基礎井和一次加密井層系互補后多向連通比例增加18.1‰，采收率提高1.35‰；杏南油田儲層改造試驗井有效期內平均單井日增油6t。

圖5 層系互補模型 圖6 單向連通模型不同補孔方式效果

5 結論

1)建立了符合大慶油田過渡帶地質與開發特征的多指標評價體系，利用模糊綜合評價方法對各區塊的地質與開發指標進行了評價和分類，根據地質與開發分類結果分級匹配原則篩選出潛力調整區塊，并制定了過渡帶地區的開發調整方式流程圖。

2)利用油藏數值模擬技術與現場統計資料方法確定了滲透率變異系數、合理井距和補孔界限，可分別指導層系重組、井網加密以及層系互補等調整方式的實施。

3)從現場已實施調整措施的區塊看，井網加密和層系互補以及儲層改造措施取得了較好的開發效果，具有很好的推廣應用前景。