【文章內(nèi)容簡介】 II5III6III7IV1IV2IV3IV4IV5表38 尕斯E31油藏儲量計算結(jié)果表小層單井容積法（萬噸）積分容積法（萬噸）積分豐度法（萬噸）油田使用儲量（萬噸）誤 差（％）I1I2I3I4I5I6II1II2II3II4III1III2III3III4III5III6III7IV1IV2IV3IV4IV5IIIIIIIV合計推薦使用. 油藏開發(fā)動態(tài)特征. 油藏開發(fā)歷程尕斯E31 油藏是1978年鉆探躍深1井至3253m發(fā)生強烈井噴，暢噴日產(chǎn)油800t左右，用14mm油嘴試油405t/d，從而發(fā)現(xiàn)了E31油藏。該油田從1978年投入試采，已有23年的開發(fā)歷史。尕斯庫勒油田E31油藏的開發(fā)大致經(jīng)歷了三個階段（如圖33所示）：1978～1988年為試采階段。主要通過零星單井試采（19781984年）和井組試采（19851988年），搞清了E31油藏單井產(chǎn)能、地層壓力變化、彈性能量、邊水分布等資料，并進行了試注試采、油層改造和開發(fā)動態(tài)監(jiān)測等方面的應(yīng)用試驗，為油田全面注水開發(fā)取得了成功的經(jīng)驗；1989～1990是分區(qū)塊逐步投入開發(fā)階段。這一階段是油田大規(guī)模上產(chǎn)階段，實施了三套層系（北區(qū)分Ⅰ+Ⅱ、Ⅲ+Ⅳ層系開發(fā)，南區(qū)為混層系開發(fā)）600m井距正方形井網(wǎng)、反九點法面積注水的基礎(chǔ)井網(wǎng)的全面注水開發(fā)。至1990年底油藏已全面投入注水開發(fā)，共投產(chǎn)油井74口，注水井16口，104t。這一開發(fā)階段，在配套了注水、舉升等工藝技術(shù)的基礎(chǔ)上，工藝技術(shù)重點發(fā)展了混層壓裂改造技術(shù)，并作為一種減緩產(chǎn)量遞減的主要工藝措施，開始得到應(yīng)用，對油田上產(chǎn)和以后的穩(wěn)產(chǎn)起到了十分重要的作用；1991年～目前為開發(fā)調(diào)整方案實施階段。在這一開發(fā)階段，油田為保持穩(wěn)產(chǎn)和提高水驅(qū)開發(fā)效果，開始了大規(guī)模的井網(wǎng)加密調(diào)整，井距由600m減小到350420m。根據(jù)調(diào)整方案設(shè)計，全油藏總井數(shù)191口（油井131口，注水井60口），需要新鉆調(diào)整加密井97口。截止2004年12月底，共有油水井230口，其中油井174口，開井159口,水井56口，開井54口，104t，104m3，%，%，104m3，104t，104m3，104m3，%，%，%，%，%。圖33 尕斯E31油藏開發(fā)綜合曲線圖. 油藏開發(fā)動態(tài)特征. 產(chǎn)量遞減規(guī)律E31油藏從1978年投入試采開發(fā)以來，其產(chǎn)量變化規(guī)律按開發(fā)階段劃分為：Ⅰ.建產(chǎn)階段即試采、試注階段：1978年1988年，此階段經(jīng)歷了11年時間；Ⅱ.產(chǎn)量上升階段即開發(fā)方案實施階段：1989年1990年，Ⅲ.高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)階段即開發(fā)調(diào)整實施階段。1995年油藏開發(fā)調(diào)整方案已基本實施完，截止到2004年12月底，該調(diào)整方案尚有7口位于構(gòu)造邊部或水淹嚴重區(qū)的井未完鉆。但是通過加深地質(zhì)認識和油藏工程研究，1999年以來油藏已在西北角、中南區(qū)先后完鉆了40口含油邊界評價井及加密調(diào)整井。各階段采出狀況見表39。表39 尕斯E31油藏階段采出狀況開發(fā)階段年限（a）采出程度（%）平均年采油速度（%）階段末含水率（%）最大年采油速度（%）平均年遞減率（%）備注可采儲量地質(zhì)儲量Ⅰ11Ⅱ2Ⅲ13未完. 產(chǎn)量遞減規(guī)律選取不同開發(fā)層系、不同類別的井共43口井進行遞減規(guī)律分析，通過對35口井分階段未采取措施的分析，油藏主要以指數(shù)遞減為主（如表310所示），一般單井年遞減率在20%30%之間，雙向和多向受效井產(chǎn)量遞減緩慢。圖34 尕斯E31油藏躍96井產(chǎn)量遞減分析表310 尕斯E31油藏典型井遞減規(guī)律序號井號遞減類型公 式遞減率(年)1110指數(shù)Qi=（）2116指數(shù)Qi=（）3117指數(shù)Qi=（）4119指數(shù)Qi=（）51225雙曲Qi=（1+*）61229指數(shù)Qi=（）71326雙曲Qi=（1+*）817指數(shù)Qi=（）9532指數(shù)Qi=（）10533指數(shù)Qi=（）11534指數(shù)Qi=（）12535指數(shù)Qi=（）1386調(diào)和Qi=（1+）1494指數(shù)Qi=（）1595指數(shù)Qi=（）1697指數(shù)Qi=（）17試1指數(shù)Qi=（）18試7雙曲Qi=（1+*）191329指數(shù)Qi=（）2055指數(shù)Qi=（）2196指數(shù)Qi=（）22331指數(shù)Qi=（）表311 尕斯E31油藏典型高含水井產(chǎn)量遞減規(guī)律序號井號遞減類型公 式Di(月)備 注1118指數(shù)Qi=（）97年含水上升至90%2333指數(shù)Qi=（）含水上升后3434指數(shù)Qi=（）2年內(nèi)含水上升至70%457指數(shù)Qi=（）含水由40%上升至90%5838指數(shù)Qi=（）含水上升至80%6938指數(shù)Qi=（）含水由20%上升至90%7試3指數(shù)Qi=（）含水上升后8試6指數(shù)Qi=（）含水上升至60%9試8指數(shù)Qi=（）含水上升后1088指數(shù)Qi=（）層調(diào)轉(zhuǎn)抽111526指數(shù)Qi=（）堵水前121528指數(shù)Qi=（）含水上升快1377指數(shù)Qi=（）含水上升后含水上升是導致單井產(chǎn)量下降快的主要原因，對高含水井進行遞減分析，其年遞減率大都大于50%，如表311所示。為避免單井分析所帶來的片面性，對不同年投產(chǎn)井的產(chǎn)量變化進行分類統(tǒng)計，不同年投產(chǎn)的老井產(chǎn)量變化規(guī)律不同，主要以指數(shù)遞減為主。受注水、含水和剩余油分布的影響，%。利用整個E31油藏1997年到1993年的平均單井日產(chǎn)油進行分析，油藏產(chǎn)量為指數(shù)遞減，%。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(diào)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。部分油井實施措施或改變工作制度后產(chǎn)量呈上升趨勢或遞減速度減緩。如838井在1998年堵水補孔后產(chǎn)量上升。圖35 尕斯E31油藏躍838井產(chǎn)量遞減分析（2）注水影響產(chǎn)量變化注水見效前呈指數(shù)遞減，注水開發(fā)后油井產(chǎn)量遞減速度減慢，呈雙曲線遞減或調(diào)和遞減。如躍1225井隨著油藏的注水見效，產(chǎn)量遞減慢，呈雙曲遞減。由此進一步說明注水可延長油井穩(wěn)產(chǎn)期。1998年后由于該井地層能量足，通過下電潛泵提液后產(chǎn)量上升。圖36 尕斯E31油藏躍1225井產(chǎn)量遞減分析（3）含水上升影響油井產(chǎn)量目前E31油藏油井綜合含水上升是導致低產(chǎn)的主要原因，低產(chǎn)井中有2/3的井由于含水的影響而導致低產(chǎn)。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。在天然能量采油期間，地層壓力持續(xù)下降，局部區(qū)域下降到32MPa。之后隨著注水工作的加強，注采比的提高，地層壓力逐年回升（見圖38），并保持穩(wěn)定。近幾年通過加強綜合治理，進行精細注水，使該油藏壓力保持水平高于方案（34MPa）要求，但平面和縱向均存在一定的差異。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。分界點之后壓力呈雙曲線型，由1992年開始上升，由此說明該油藏注水見效時間為1991年底。分油組壓力：Ⅰ+Ⅱ油組地層壓力由91年逐年上升至95年后一直保持穩(wěn)定，分析其單井情況與此相同，其原因是該油組油井為原方案基礎(chǔ)井網(wǎng)井，注水井轉(zhuǎn)注早，井網(wǎng)完善早，能量補充及時；射開油層少，層間矛盾小，使該油組注采比較平衡。Ⅲ+Ⅳ油組為加密調(diào)整井，井網(wǎng)完善緩慢。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。ⅠⅣ油組地層壓力基本代表整個油藏的壓力變化情況。該油藏地層壓力變化較大，雖然注水較早，由于受非均質(zhì)性的影響，小層注采不平衡，地層壓力呈下降趨勢。分析該油藏的壓力變化情況（見圖39），95年由于注采比的提高，采油速度的降低。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。由此說明，保持壓力必須提高油藏注采比。由于該油藏地層虧空較大，對階段注采比進行了調(diào)整，但是要保持注采平衡切忌大虧大補，急于求成。圖39 尕斯E31油藏分油組地層壓力變化曲線圖310 尕斯E31油藏壓力、注、采關(guān)系圖. 平面靜壓分布變化通過對歷年來平面上壓力分布的分析，在不同時期都存在高、低壓區(qū)?？偟氖菢?gòu)造主體部位地層壓力較低，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。構(gòu)造以東位置由于有邊水的補充，地層壓力變化較弱，基本保持穩(wěn)定。1999年后地層壓力呈下降趨勢，分油組壓力值接近。低壓區(qū)擴大，Ⅰ+Ⅱ油組低壓區(qū)主要分布在6排至10排井區(qū)以998井為中心的井區(qū)。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(gòu)造軸部位置，其地層壓力低于34MPa。ⅠⅣ油組低壓區(qū)主要分布在構(gòu)造以西位置，其中111131428這幾個井點地層壓力低于34MPa。截止2004年底Ⅰ+Ⅱ，Ⅲ+Ⅳ，Ⅰ～Ⅳ。油藏北區(qū)低壓區(qū)主要分布在西北角和Ⅰ+Ⅱ油組的躍2躍3躍45井組，由于躍2躍32井的報廢，更新井未及時注水補充地層能量，造成一線采油井地層壓力下降較快；Ⅲ+Ⅳ油組的在躍23躍43躍新深6躍83躍1037井組、以及邊部的躍8躍新33井組區(qū)域；油藏南區(qū)低壓區(qū)主要分布在躍110井區(qū)。因此，在油藏下一步調(diào)整中，應(yīng)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。圖311 尕斯E31油藏躍22井歷年壓力值圖312 尕斯E31油藏躍54井歷年壓力值以上情況說明，地層壓力的變化及分布與地下原油采出量、注水、邊水入侵等因素有關(guān)。人工注水是改變油藏壓力分布的關(guān)鍵因素，保持壓力開發(fā)油藏必須注夠水、注好水。. 生產(chǎn)壓差變化該油藏自噴期生產(chǎn)壓差在4~6MPa的油井自噴能力旺、含水低，1997年以后油藏自噴井越來越少，分析各開發(fā)層系1994年以來的生產(chǎn)壓差變化趨勢，油藏生產(chǎn)壓差自2000年以來逐漸加大，這與該油藏電潛泵井數(shù)的增加有密切關(guān)系。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。雖然該油藏油層中部深度3300m左右，具有降低流壓，放大生產(chǎn)壓差的余地。但是要挖掘這部分潛力，目前所面臨的主要問題是抽油設(shè)備舉升能力不足和含水上升速度加快。因此，尕斯E31油藏在現(xiàn)有技術(shù)條件下，采用現(xiàn)有抽油設(shè)備通過加深泵掛的方法提高產(chǎn)量的余地較小。因此應(yīng)對個別井區(qū)進行注采井網(wǎng)調(diào)整，由單向受效改為多向受效。圖313 尕斯E31油藏各層系1994年～目前生產(chǎn)壓差變化曲線圖314 尕斯E31油藏各層系動液面變化圖. 含水變化規(guī)律. 油藏綜合含水現(xiàn)狀雖然通過近幾年的綜合治理，含水上升幅度得到了一定的控制，但含水大于50%的中高含水井卻呈上升趨勢。截止到2004年底生產(chǎn)井中含水大于50%的中高含水井86口，占開井數(shù)的56%，其中高含水關(guān)井12口（主要為混層系開采井）；含水大于50%的井中多層出水的井占70%，中間層段和上部層段出水的井占80%以上。圖315 尕斯E31油藏開井中高含水井數(shù)變化圖Ⅰ+Ⅱ%，Ⅲ+Ⅳ%，Ⅰ～Ⅳ%，含水大于50%的井有86口。各油組綜合含水