動態(tài)分析法在油藏開發(fā)中應用及效果

摘要：受儲層非均質性嚴重、邊底水能量充足等因素影響，Z區(qū)塊開發(fā)中存在井網(wǎng)控制程度低，層間儲量動用不均、地層水侵入嚴重等問題，影響開效果，為此利用動態(tài)分析法，對原始油水界面、油水過渡帶展步特征、水體能量大小以及水侵特征進行分析研究，明確剩余油分布規(guī)律，提出直井+水平井組合分層開發(fā)思路，指導實施水平井5口、直井8口，取得較好效果，為區(qū)塊下步高效穩(wěn)定開發(fā)指明了方向。

主題詞：動態(tài)分析法 ??油藏開發(fā) ?分層開發(fā) ??實施效果

1.概況

Z區(qū)塊發(fā)育多套含油層系，分上、下兩套層系開發(fā)，其中上層系S1、SII、SIII油層組為中厚層邊底水油藏，下層系EI、EII、EIII油層組為層狀純油藏。區(qū)塊1998年投入開發(fā)，采用一套井網(wǎng)開發(fā)兩套層系，共有油井155口，開井125口，平均日產(chǎn)液1876.9噸，日產(chǎn)油601.0噸，綜合含水67.5%，采油速度0.87%，地質儲量采出程度8.5%。

2.開發(fā)中存在問題

2.1邊底水侵入嚴重

對于S1、SII、SIII油層組，邊底水能量充足，油水過渡帶內(nèi)油井投產(chǎn)后，初期含水25.6%，后含水呈臺階式上升，平均月含水上升率1.5%，產(chǎn)量月遞減率1.8%，目前多數(shù)井受到邊水影響，含水在70～80%之間。對于底水，受隔夾層發(fā)育差、避底水距離小以及固井質量差等因素影響，部分井投產(chǎn)后就暴性水淹而關井。

2.2原油粘度變化大，常規(guī)冷采效果差

Z區(qū)塊原油粘度存在差異性，主要表現(xiàn)在兩方面，平面上越靠近邊水，原油粘度越大，縱向上構造深度最大，原油粘度越小。以S1油層組為例，構造高部位油井原油粘度小于500mPa.s，常規(guī)生產(chǎn)，產(chǎn)量穩(wěn)定;而靠近邊水附近油井，原油粘度大2000 mPa.s，生產(chǎn)過程中出現(xiàn)結蠟、低產(chǎn)現(xiàn)象頻繁，影響開發(fā)效果。

2.3一套井網(wǎng)多層系合采，層間干擾嚴重

Z區(qū)塊采用一套直井網(wǎng)開發(fā)兩套層系，受儲層非均質性以及油藏類型差異，導致層間干擾，如上層系邊底水油藏強產(chǎn)液，抑制下層系油層產(chǎn)能貢獻率。以Z11井為例，生產(chǎn)層位為EI和SIII，日產(chǎn)液20.5噸，日產(chǎn)油2.5噸，綜合含水87.8%，后實施封層，下雙封管柱卡住SIII油層，單采EI油層組，日產(chǎn)液12.5噸，日產(chǎn)油8.5噸，綜合含水32.0%，說明上層系SIII油層組出水嚴重，導致下層系EI油層組未能充分動用。

2.4井網(wǎng)控制程度低，地質儲量動用程度差

Z區(qū)塊石油地質儲量2525.5萬噸，共有油井155口，平均單井控制儲量16.3萬噸，地質儲量動用程度僅8.5%，單井控制儲量大，井網(wǎng)欠完善，具有深化井位部署潛力。

3.技術對策研究

3.1動靜結合，精細刻畫油水分布規(guī)律

（1）原始油水界面

利用完鉆井錄井、測井資料，尤其是全烴組分和地化錄井數(shù)據(jù)，結合油氣水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，分析各單井油氣水層。通過井間對比分析，拉取油藏剖面，按照同一區(qū)塊內(nèi)油水界面一致原則，確定區(qū)域油水界面。

（2）油水過渡帶展步特征

受構造幅度小、油水密度相近以及巖石親水性強等因素影響，Z區(qū)塊上層系油層組油水過渡帶分布范圍較大。通過理論計算各油層組含水率以及毛細管壓力法計算油水過渡帶高度，基本與實際生產(chǎn)動態(tài)相吻合，進而刻畫出油水過渡帶分布范圍。

（3）水體能量評價

利用物質平衡法、數(shù)值模擬法以及迭代法等對水侵量和水油體積比進行計算，上層系邊底水油藏水油體積比20～30之間，水體能量較充足。

3.2基于單井分析，確定水侵特征

（1）避邊底水距離

將上層系油井生產(chǎn)效果與射孔井段底避底水距離進行分析，結果表明，避底水距離6m～10m，無水采油期2年，平均單井累產(chǎn)油0.5萬噸，后含水逐步上升，直至水淹，全生命周期平均單井累產(chǎn)油0.8萬噸，而避底水距離大于10m，油井產(chǎn)量遞減快，全生命周期累產(chǎn)油僅3500噸，分析未受到底水能量補充作用，所以合理避底水距離6.0～10m。同樣，建立油井產(chǎn)能與避邊水距離關系，確定最小距離為150m。

（2）邊水侵入范圍分析

根據(jù)油水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)、動態(tài)監(jiān)測資料和措施效果等，結合構造特征、儲層連通性、見水時間、水性分析等，綜合分析來水方向、水線波及位置以及水線形狀，井與井間相互驗證，最終確定分析結果。

根據(jù)上述分析結果，繪制上層系各油層組水淹圖，確定剩余油分布規(guī)律。利用動態(tài)分析法和數(shù)值模擬法，對剩余可采儲量進行計算，剩余油主要集中在構造高部位以及底水錐間帶。

3.3 剩余油挖潛對策研究

（1）井網(wǎng)井型

為減少層間干擾，上層系采用分層水平井開發(fā)，下層系為層狀純油層，平均單層厚度2.5m，層薄數(shù)量多，利用直井開發(fā)。

（2）開發(fā)方式

上層系分析水平井主要利用底水能量進行開采，下層系原油粘度高，冷采效果差，采用蒸汽吞吐開發(fā)。

（3）部署參數(shù)

水平井具有生產(chǎn)壓差小、泄油面積大特點，部署目的層厚度大于5m，對于底水未錐進區(qū)域，水平井避底水距離6m～8m，對于已水錐區(qū)域，根據(jù)目前油水界面、地層壓力以及剩余油潛力等，優(yōu)化水平段位置，充分挖掘底水錐間帶剩余油。

4實施效果

2019年3月以來，Z區(qū)塊先后部署實施5口水平井、8口直井，完善生產(chǎn)井網(wǎng)，挖掘剩余油潛力，取得較好效果，水平井油層鉆遇率92.5%，直井油層鉆遇率100%，全部投產(chǎn)成功，水平井日增油80噸，直井日增油60噸，區(qū)塊日產(chǎn)油由601噸上升至741噸，階段累增油7.8萬噸，預計全生命周期累增油16.5萬噸，提高采收率1.1%。

5結論

（1）Z區(qū)塊開發(fā)中存在井網(wǎng)控制程度低，層間儲量動用不均、邊底水侵入嚴重以及冷采效果差等問題，影響開發(fā)效果。

（2）利用動態(tài)分析法，對原始油水界面、油水過渡帶展步特征、水體能量大小以及水侵特征進行分析研究，明確剩余油分布規(guī)律，提出具體挖潛對策，指導實施13口井，效果顯著。

（3）本文在刻畫油水分布規(guī)律及水侵特征分析方面的做法，可為其它油藏提供借鑒經(jīng)驗。

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作者簡介：張曉華，男，1984年10月出生，漢族，工程師，2008年畢業(yè)東北石油大學，現(xiàn)于遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院合作勘探開發(fā)所從事地質開發(fā)工作。

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