【正文】 表312 尕斯E31油藏分年投產(chǎn)井產(chǎn)量遞減規(guī)律類別遞減類型公式遞減率（年）1990年投產(chǎn)井指數(shù)Qi=（）1991年投產(chǎn)井指數(shù)Qi=（）1992年投產(chǎn)井雙曲Qi=（1+*）1993年投產(chǎn)井指數(shù)Qi=（）1994年投產(chǎn)井雙曲Qi=（1+*）1995年投產(chǎn)井調和Qi=（1+）整個油藏指數(shù)Qi=（）. 影響產(chǎn)量遞減的原因（1）增產(chǎn)措施及生產(chǎn)方式的改變影響遞減類型隨著生產(chǎn)方式的改變，增產(chǎn)措施的實施，產(chǎn)量遞減規(guī)律有所變化。如躍1225井隨著油藏的注水見效，產(chǎn)量遞減慢，呈雙曲遞減。圖37 尕斯E31油藏躍1526井產(chǎn)量遞減分析. 壓力變化規(guī)律. 歷年壓力變化尕斯E31油藏從試采到全面開發(fā)，經(jīng)歷了一段時期依靠天然能量開發(fā)到注水開發(fā)的歷程。圖38 尕斯E31油藏歷年壓力變化曲線統(tǒng)計回歸歷年來的靜壓測試資料，以1991年12月為分界點，分界點之前壓力呈直線形式下降。由于單層突進現(xiàn)象的發(fā)生，使小層注采不平衡，隨注水開發(fā)油藏采出程度的提高地層壓力變化趨勢較大，呈下降趨勢。自95年以來由于油藏綜合含水的上升，加大采液速度保持穩(wěn)產(chǎn)，在注采比未提高的前提下，地層壓力呈下降趨勢?？偟氖菢嬙熘黧w部位地層壓力較低，屬低壓區(qū)范圍，隨注水的多少，井網(wǎng)完善的快慢而不斷變化，并且隨地層壓力平均水平的下降而下降。其地層壓力低于全油藏平均地層壓力水平；Ⅲ+Ⅳ油組低壓區(qū)分布較廣，主要分布有3排至10排井區(qū)的以3343735井為中心的構造軸部位置，其地層壓力低于34MPa。因此，在油藏下一步調整中，應以“局部完善注水井網(wǎng)”為重點，以滿足油藏提液穩(wěn)產(chǎn)的需求。油藏泵深1997年的1240m下降到1500m左右，平均下降了260m，動液面由1997年的497m下降到2003年底的902m。因此應對個別井區(qū)進行注采井網(wǎng)調整，由單向受效改為多向受效。各油組綜合含水及含水大于50%的詳細情況見表31。分析歷年綜合含水變化情況認為，E31油藏在1993年以前油井產(chǎn)水主要屬地層水，在1993年后則以注入水為主。圖316 尕斯E31油藏含水變化規(guī)律曲線. 含水上升原因178。注入水向滲透性好的方向和沉積主河道方向推進快。如油藏南區(qū)構造主體部位的131327井，ⅠⅣ4小層油田開發(fā)初期全部為油層，目前均已水淹，電測解釋為油水同層。 位于邊水附近的油井含水上升快E31油藏自投產(chǎn)以來相繼有個別井受邊水的影響。178。具體從第I層系來看，兩個主力層吸水相對較好。Ⅳ2從吸水層數(shù)比和吸水厚度比來看都是最小的。表315 尕斯E31油藏 歷年產(chǎn)液剖面資料統(tǒng)計表層號測試厚度(m)產(chǎn)油厚度(％)產(chǎn)液厚度(％)相對產(chǎn)油量(t)相對產(chǎn)液量(t)產(chǎn)油強度(t/）產(chǎn)液強度（t/）含水率(％)I1 I2 I3 I4 I5 I6 Ⅱ1 Ⅱ2 Ⅱ3 Ⅱ4 Ⅲ1 Ⅲ2 Ⅲ3 Ⅲ4 Ⅲ5 Ⅲ6 Ⅲ7 Ⅳ1 Ⅳ2 Ⅳ3 Ⅳ4 Ⅳ5 從表上可以看出，主力層系和次主力層系測試次數(shù)較多，相對產(chǎn)液量也較大，僅主力層的相對產(chǎn)液量就占到歷年測試總產(chǎn)液量的一半以上，％，含水率大于50％的層共有3層，分別為ⅣⅣ2和Ⅳ5。圖317 尕斯E31油藏無因次采油（采液）指數(shù)曲線. 實際采液、采油指數(shù)變化規(guī)律1990年以前，米采油指數(shù)呈下降趨勢， t/d， t/dMPa1991年后，根據(jù)生產(chǎn)資料統(tǒng)計有以下規(guī)律，隨含水的上升生產(chǎn)壓差不斷上升（），采油、采液指數(shù)卻呈下降趨勢，采油指數(shù)下降較快。 t/d隨綜合含水的上升，油藏年產(chǎn)液量從1996年開始以平均每年6%的速度遞增。. 合理地層壓力和油水井數(shù)比界限合理地層壓力和合理油水井數(shù)比是指油水井總數(shù)一定條件下，注水壓力為合理注水壓力上限，流動壓力為合理流動壓力下限時，根據(jù)注采平衡方法計算，可獲得最大產(chǎn)量時的地層壓力和油水井數(shù)比。d)采液指數(shù)（m3/(MPa油田注水開發(fā)過程中，隨著采出程度的增加，綜合含水不斷上升，若存水率不斷減小，則注水利用率降低，這意味著注入大量的水，僅能驅替有限的原油，當存水率趨于零時，目前條件下油藏注水開發(fā)的潛力已經(jīng)達到極限，二次采油已經(jīng)結束，需要進一步采取其它措施提高原油采收率。 . 水驅指數(shù)的變化趨勢水驅指數(shù)是指油田、區(qū)塊或開發(fā)層系地下存水量與累積產(chǎn)油量地下體積之比，用公式表示為： （34）式中： — 累積產(chǎn)油量，104t； — 原油體積系數(shù)，m3/m3 ； — 地面原油密度，g/cm3。說明最早降壓開發(fā)造成的虧空，通過注水已經(jīng)補充，已經(jīng)接近正常水平。104t，180。圖322 尕斯E31油藏產(chǎn)量構成曲線. 采油井措施效果評價，主要增產(chǎn)措施是轉抽、下電泵、壓裂、補孔、酸化五類措施，%、%、%、%%?？梢?，近年穩(wěn)油措施主要包括：補孔、油井酸化、下電泵、壓裂和堵水，控水措施主要為分注、調剖。下電泵、大泵深抽產(chǎn)量占措施產(chǎn)量的比例較大，說明在油田進入中高水階段，放大壓差提液生產(chǎn)已成為油藏的主要增產(chǎn)措施。雖然補孔措施在近幾年取得了明顯效果，但是可補孔的層位越來越少，今后應逐步轉移到以挖潛剩余油為主的各項配套措施上。在注采井網(wǎng)、注采強度保持不變時，其線性關系基本保持不變；當注采方式發(fā)生變化時，將出現(xiàn)拐點，但直線關系仍然成立。由于E31油藏90年后逐年都有新井投入開發(fā)且后期采取了注采系統(tǒng)調整措施，因此，對水驅特征曲線的形態(tài)及測算結果將產(chǎn)生一定影響，此次采收率值標定主要以甲型水驅特征曲線為依據(jù)。 陳元干的相關經(jīng)驗公式（1990年）ER= （37）178。 美國的Guthrie和Greenberger的相關經(jīng)驗公式（1955年）ER=＋＋－－ （311）178。 經(jīng)驗公式 （315）178。此外可以看到，僅僅依靠相對簡單的1－2個物性參數(shù)的簡單組合得到的關系式在此基本不適用，美國和前蘇聯(lián)的經(jīng)驗關系式較為適用。表321 尕斯E31油藏采收率標定方法水驅特征曲線經(jīng)驗關系式目前狀況下數(shù)值模擬建議標定值采收率％注：其中，水驅特征曲線為Wp－Np曲線。隨著開發(fā)程度的深入，含水的上升，開采難度加大。178。178。單井措施增產(chǎn)量減小，措施有效期變短，如酸化措施隨酸化目的層由主力油層逐漸向次主力和非主力油層的轉移，其措施效果呈下降趨勢。 油藏綜合含水處于快速上升階段尕斯E31油藏的含水上升規(guī)律具有低滲透油藏的特點，即“慢、快、慢”的特點。. 油藏剩余油分布特征與挖潛綜合調整尕斯庫勒油田E31油藏于2005年2月，由成都理工大學能源學院完成了油藏精細數(shù)值模擬。4個主力小層開發(fā)效果好主要原因是：178。圖324 尕斯E31油藏各小層累計產(chǎn)油量對比圖圖325 尕斯E31油藏各小層采出程度對比圖圖326 尕斯E31油藏各小層累計注水量對比圖圖327 尕斯E31油藏各小層目前含水對比圖表322 尕斯E31油藏數(shù)模剩余儲量計算結果表小層數(shù)模擬合儲量剩余儲量累計 產(chǎn)油單層 采出程度累計 注水含 水（萬噸）（萬噸）（萬噸）(%)（萬噸）(%)I1I2I3I4I5I6II1II2II3II4III1III2III3III4
。 井網(wǎng)控制程度高；178。. 數(shù)模計算結果統(tǒng)計分析從靜態(tài)模型擬合的地質儲量可知，4個主力小層（IIIVIV5）是儲量最多的4個小層，通過數(shù)值模擬進行擬合計算后能看出它們的累積采油量也是最多的，見圖324～327，具體數(shù)據(jù)見表322。從以上存在的問題可以看出，必須加大精細油藏描述的研究力度，抓好以注水井為中心的“穩(wěn)油控水”綜合治理工作，增加可采儲量。堵水層位由油層井段底部向中間層段或頂部轉移；分層改造油層逐漸由主力油層變差部位向次主力或非主力油層轉移，目前已向低產(chǎn)油層轉移。表明該油藏的措施適應性好，創(chuàng)造出了良好的經(jīng)濟效益。從1990年到2002年，單井增產(chǎn)效果變差；另外，控水作用減小，新井投產(chǎn)初含水由5%上升到20%以上，新井初含水的上升，使其對油田的控水作用變小。%，%，已處在油藏高速穩(wěn)產(chǎn)臨界狀態(tài)。. 油藏開發(fā)存在的主要問題178。表320 相關經(jīng)驗公式測算采收率公式序號采收率 (％)適用性（16）不適用（17）不適用（18）不適用（19）（110）－（111）（112）（113）（114）（115）（116）不適用平 均. 目前采收率預測結果由于與經(jīng)驗法測算結果相比水驅特征曲線法測算結果精度相對較高，更能反映客觀實際，因此，本次E31油藏采收率選值以水驅特征曲線法測算結果為主，而各種經(jīng)驗法測算結果僅作為參考。s ，（）；μr―地下油水粘度比 ，（8）；φ―平均有效孔隙度 ，（％）；T―地層溫度，℃ ，（126）；VK ― 滲透率變異系數(shù) ，（）；Boi ― 原始原油體積系數(shù) ，（）；S ― 井網(wǎng)密度，口／Km2 ，（）；H ― 有效厚度，m ，（）；Pi ― 原始地層壓力，Mpa ，（）；PA ― 廢棄壓力，Mpa ，（10）；Swi ― 地層束縛水飽和度 ，（）；K*― 有效滲透率，μm2 ，（）； ― 平均滲透率103，（1～4000）10－3，（48）； ― 砂巖系數(shù)f，＝～ ，（）；― 膠結物含量f，＝～ ，（）； ― 分層系數(shù) ，（22）。 經(jīng)驗公式（313）178。 井網(wǎng)密度經(jīng)驗公式法ER=（＋）． （39）178。178。圖323 尕斯E31油藏甲型水驅特征曲線現(xiàn)選擇較常用的7種水驅曲線對該油藏到含水95%時的采收率進行了計算。但是油藏的措施選井選層卻越來越困難，單井措施增產(chǎn)量減小，措施有效期變短。放大生產(chǎn)壓差易加快個別主力油層單層突進，含水上升，易造成油井水淹，特別是在注采系統(tǒng)不完善的井組進行放大壓差，地層壓力下降較快，不利于油藏長期穩(wěn)產(chǎn)。隨出水層位復雜性的增強，該油藏的堵水措施已由采油井上進行單一的機械堵水發(fā)展到調剖、調驅多項措施相結合。隨油藏綜合含水的上升，穩(wěn)產(chǎn)難度的加大，綜合治理措施多樣化、工作量逐年增加。措施產(chǎn)量主要由轉抽產(chǎn)量構成；⑶ 2000年后由于含水的上升、油藏的整體液面及供液能力開始下降，措施工作量明顯增加。1995年后新井產(chǎn)量貢獻小，每年基本保持在1~2萬噸左右。隨著油田開發(fā)，綜合含水率逐漸增大，當階段注水量與產(chǎn)水量相等時，油藏的水驅能力已經(jīng)達到極限。圖320 尕斯E31油藏存水率與采出程度關系曲線目前E31油藏存水率處于穿過各條等注采比的線，存水率呈相對平穩(wěn)下降的趨勢。. 注水利用狀況分析. 存水率的變化趨勢存水率大小反映了注入水的利用程度，油田區(qū)塊地下存水量與累積注水量之比稱為存水率（），其計算公式如下： （32）式中：累積注水量，104m3；累積產(chǎn)水量，104m3。應用上述公式計算并結合油田的具體情況，～，目前各開發(fā)區(qū)實際油水井數(shù)比與合理油水井數(shù)比均有一定差距（表316~317），尤其是Ⅲ+Ⅳ油組目前實際油水井數(shù)比明顯偏大。圖319 尕斯E31油藏年采油采液變化曲線. 注采系統(tǒng)調整優(yōu)選油田開發(fā)實踐和理論研究表明，注采系統(tǒng)調整是改善油田開發(fā)效果、提高采收率的有效辦法：一是可以完善注采系統(tǒng)，提高采收率；二是有利于減緩產(chǎn)量遞減；三是可以保持壓力平衡，有利于減少套損。統(tǒng)計含水上升較快、未進行措施作業(yè)井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)含水在4050%時產(chǎn)液量下降到最低點，與理論分析的全油藏的無因次采油、采液指數(shù)相符合。MPam。到含水40～50%時無因次采油指數(shù)下降近一半，因次采液指數(shù)下降到最低點，當含水達70～75