【文章內(nèi)容簡(jiǎn)介】 差區(qū)域的油井在注水量下調(diào)后，產(chǎn)油量逐漸下降，伴隨含水上升，目前已有不產(chǎn)油井7口，%。 上述階段性變化都與在此之前23個(gè)月的注水量下調(diào)對(duì)應(yīng)(即注采比下調(diào)后，有明顯的注水影響滯后反應(yīng)的現(xiàn)象),注采反應(yīng)明顯,注水與采油的階段對(duì)應(yīng)關(guān)系良好。這種現(xiàn)象在該“兩南”油田以前的降水或分注停注放壓中曾出現(xiàn)過(guò)，而且國(guó)內(nèi)其它低滲砂巖的開(kāi)發(fā)也有類(lèi)似的開(kāi)發(fā)規(guī)律，即低滲透油藏注水時(shí)在油井上受效反應(yīng)不明顯，而降水后對(duì)應(yīng)油井的產(chǎn)油量下降反應(yīng)卻是非常明顯的。 地層壓力上升速度減緩，吸入口流壓明顯下降,與產(chǎn)液量變化規(guī)律大體一致 從現(xiàn)代試井解釋結(jié)果看，兩試驗(yàn)區(qū)地層壓力穩(wěn)中略有回升(如圖21)， Mpa， MPa，回升幅度明顯變緩。 從哈24南僅有的H37井壓力恢復(fù)資料計(jì)算分析，（圖21）。 從觀察井的地層壓力看，僅有H3213有兩個(gè)點(diǎn)可對(duì)比。吸水指示曲線也反映地層壓力的下降(2222). 統(tǒng)計(jì)A341井區(qū)3口可對(duì)比井吸入口流壓均呈下降趨勢(shì)，典型如阿364井10月與4月對(duì)比（圖23），，且這一變化呈明顯的階段性，；， ,。 哈24斷塊南部，吸入口流壓的變化、液面變化也有類(lèi)似的規(guī)律(見(jiàn)表5)。由此可見(jiàn),地層壓力、吸入口流壓變化與區(qū)塊產(chǎn)液量變化規(guī)律大體一致.3. 水驅(qū)特征反映水驅(qū)效果略有變差 無(wú)論從單井還是從區(qū)塊的水驅(qū)特征曲線分析，“兩南”試驗(yàn)區(qū)的水驅(qū)狀況在投入試驗(yàn)后開(kāi)始變差，尤其是試驗(yàn)中后期最為明顯。 從區(qū)塊宏觀水驅(qū)特征分析，兩井區(qū)在試驗(yàn)期曲線均偏向累積水量軸，表現(xiàn)為水驅(qū)效果變差(見(jiàn)圖2242)，其中哈24南部水驅(qū)特征曲線呈較明顯的三段變化，即：中間穩(wěn)定、前一季度和四季度略有變差，反映了不同注采比條件下水驅(qū)狀況的變化。 從單井水驅(qū)特征曲線看可明顯分成兩類(lèi)，一是水驅(qū)效果變差類(lèi)，這一類(lèi)油井共有14口，%，%，%；二類(lèi)是水驅(qū)穩(wěn)定類(lèi)，這類(lèi)共有4口井，%，其中哈24南3口，阿341井區(qū)為1口 (圖2252) 。 從兩區(qū)塊的存水率與采出程度關(guān)系曲線看，存水率在九七年是急驟下降的，表現(xiàn)出較差的水驅(qū)狀況(見(jiàn)圖2262)。 上述現(xiàn)象不難從微觀上得到證實(shí)，在前階段較高注采比、較高地層壓力下，差層被啟動(dòng)，現(xiàn)在在注水井因套變無(wú)法實(shí)現(xiàn)分注的前提下，其注水井的吸水層在降壓降注下差層不能繼續(xù)被啟動(dòng)。因此，出現(xiàn)主產(chǎn)層即高含水層出液，而低產(chǎn)低含水層不出液的現(xiàn)象，同時(shí)壓力繼續(xù)下降，主產(chǎn)層水驅(qū)波及體積相應(yīng)減小，同樣會(huì)引起水驅(qū)效果變差。典型如哈24南的產(chǎn)吸剖面圖(圖228)綜上所述,無(wú)論是區(qū)塊產(chǎn)量、油井遞減狀況、水驅(qū)狀況在控注穩(wěn)壓的第二階段都明顯變差。1. 歷年的研究成果及控注穩(wěn)壓試驗(yàn)結(jié)論 (1).歷年的研究成果 前已述及,“雙高”注水導(dǎo)致地下諸多矛盾,特別是在93年以后,矛盾更加突出,據(jù)此認(rèn)為,由于注采見(jiàn)效狀況不同,。 (2).控注穩(wěn)壓試驗(yàn)結(jié)論 通過(guò)控注試驗(yàn)各階段開(kāi)發(fā)形勢(shì)分析,這時(shí)產(chǎn)量無(wú)遞減,地層壓力回升減緩,含水上升速度也在減緩,另外,6月份降第二臺(tái)階,產(chǎn)液、產(chǎn)油均下降,含水上升,措施效果差,對(duì)油田的穩(wěn)產(chǎn)不利,這一點(diǎn)主要取決于前階段的注水開(kāi)發(fā)政策,因?yàn)榍半A段的注水,已經(jīng)造成地層裂縫的延伸、斷層導(dǎo)水、注水亂竄、注水利用率下降等現(xiàn)象,在這種已形成的高壓下,就是注采平衡的概念。2. 國(guó)內(nèi)低滲油田的實(shí)踐認(rèn)識(shí)(1).油藏工程計(jì)算確定合理注采比 這方面主要是吉林紅崗油田的薩爾圖低滲透砂巖。在1984年以后采取了用多因素綜合相關(guān)分析方法確定合理注采比。通過(guò)回歸計(jì)算得出注采平衡配水量及地層壓力與月注采比的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式。進(jìn)一步研究表明，%左右，地層壓力在原始?jí)毫Ω浇?，生產(chǎn)才較為合理。 (2). 實(shí)踐的方法確定合理壓力水平，合理注采比 這方面的代表是長(zhǎng)慶的安塞特低滲透油田，大港的馬西深層低滲透砂巖，通過(guò)摸索，確定了注水井底最大流動(dòng)壓力要低于油層破裂壓力，最好為7080%，從而規(guī)范注入壓力界限；同時(shí)馬西低滲砂巖通過(guò)實(shí)踐。 (3). 采用數(shù)值模擬方法確定合理的采油速度，進(jìn)而確定合理的壓力保持水平 勝利油田數(shù)值模擬表明，在均質(zhì)砂巖模型中采油速度對(duì)開(kāi)發(fā)影響不大，但在非均質(zhì)條件下，則對(duì)油藏的開(kāi)采有較大的影響。濟(jì)陽(yáng)坳陷的低滲透油田中，%%采油速度范圍內(nèi)的油田，一般開(kāi)采平穩(wěn)，含水上升慢，而高速開(kāi)發(fā)的渤南油田，則出現(xiàn)含水上升快，產(chǎn)量遞減快的現(xiàn)象。故認(rèn)為，%范圍內(nèi)，可采儲(chǔ)量的采油速度也以不宜大于4%5%。 大慶的朝陽(yáng)溝，開(kāi)展了“確定注水時(shí)機(jī)”及“合理注采比研究”等數(shù)值模擬研究，確定了該油田合理注采比按先高后低的規(guī)律運(yùn)行，在最初的23年中采用高于2的注采比，以便使油井盡快見(jiàn)到注水效果。當(dāng)油井已普遍見(jiàn)效，標(biāo)志著注采比已經(jīng)到了逐年均勻下降的階段。 在注水壓力上把注水壓力控制在巖石的破裂壓力附近。 上述技術(shù)政策在該兩油田的開(kāi)發(fā)實(shí)踐中證明是極為正確的。 (4). 確定油井的流動(dòng)壓力界限和注水井的壓力從而確定合理的地層壓力水平 生產(chǎn)井的井底流壓與飽和壓力及產(chǎn)液指數(shù)有明顯的相關(guān)關(guān)系。因而欲確定合理的生產(chǎn)壓差，必須研究飽和壓力與井底流壓的關(guān)系。通過(guò)安塞油田、馬西深層油藏，及吉林紅崗薩爾圖油藏前些年的研究，證實(shí)低滲透油井的井底流壓需保持在飽和壓力的6080%，才能使油井正常生產(chǎn)。當(dāng)流壓低于此范圍時(shí)，產(chǎn)液指數(shù)下降，阿南、哈南砂巖油藏從90年開(kāi)始流壓逐步下降，相當(dāng)于飽和壓力的24%，因此，造成油井井底或一定半徑范圍內(nèi)脫氣、油層溫度下降，蠟質(zhì)成份析出(根據(jù)壓力剖面脫氣范圍半徑大體1335m)，原油性質(zhì)變差，流動(dòng)阻力增加，導(dǎo)致生產(chǎn)指數(shù)下降。因此，按阿南平均飽和壓力 ，隨含水上升，該值可能隨之下降。 在生產(chǎn)井流動(dòng)壓力確定后，地層壓力的高低應(yīng)該取決于以滿足產(chǎn)液量要求的生產(chǎn)壓差。地層壓力保持水平?jīng)Q定了注入壓力的大小，注入壓力低，滿足不了注采平衡的需要；注入壓力高會(huì)發(fā)生套變加快、鉆井泥漿比重大、地層污染及超破裂壓力注水、沿縱向裂縫或斷層形成水竄等危害。因此，大慶油田和吉林扶余油田都研究了超破裂壓力注水與套變關(guān)系，結(jié)果表明套變與注水壓力有明顯的相關(guān)性，尤其是超過(guò)破裂壓力后，套變井急驟增加，對(duì)“兩南”套變井?dāng)?shù)與注采比及注入壓力的研究也證實(shí)這一點(diǎn)(見(jiàn)圖115)，因此，低于破裂壓力或在其附近注水(或保持7080%)，對(duì)防止套損及其它高壓注水的負(fù)面影響應(yīng)該是致關(guān)重要的。 綜上所述，一個(gè)油田尤其是象“兩南”這樣的低滲透油藏，必須在確定合理采油速度之后確定其合理的注采比，及地層壓力保持水平，才能合理的、高效的開(kāi)發(fā)。因此，合理注采比、地層壓力、采油速度是相輔相承的，離開(kāi)了任意一個(gè)去談其他兩個(gè)方面都是沒(méi)有實(shí)際意義的。 3.“兩南”砂巖的數(shù)值模擬研究 “兩南”的數(shù)模工作始于96年單井重復(fù)壓裂井的選擇。九七年根據(jù)兩個(gè)控注穩(wěn)壓試驗(yàn)區(qū)試驗(yàn)項(xiàng)目的需要，我們又請(qǐng)研究院技術(shù)開(kāi)發(fā)部為阿341井區(qū)及H24南兩個(gè)試驗(yàn)區(qū)進(jìn)行數(shù)值模擬。 (1).96年重復(fù)壓裂井選擇過(guò)程中所涉及的項(xiàng)目的數(shù)值模擬，得出一些有啟示意義的結(jié)論 根據(jù)石油勘探開(kāi)發(fā)科學(xué)研究院廊坊分院壓裂中心數(shù)值模擬計(jì)算表明：阿南油田地下原油粘度因地層壓力的不斷升高而增大，原油粘度增大，引起油水粘度比增大，在非均質(zhì)如此嚴(yán)重的地區(qū)，注入水指進(jìn)突進(jìn)更加嚴(yán)重，水驅(qū)油效率自然降低。據(jù)模擬結(jié)果：，第一年的掃油效率降了3個(gè)百分點(diǎn)，第五年降了6個(gè)百分點(diǎn)，單井累積少產(chǎn)原油2345t (見(jiàn)圖8) 。 而且根據(jù)模擬，地層壓力保持水平過(guò)高，不利于油井的壓裂或重復(fù)壓裂。，，即高于原始?jí)毫?3MPa。 (2). 研究院技術(shù)開(kāi)發(fā)部數(shù)值模擬結(jié)果 本次研究院對(duì)阿341井區(qū)進(jìn)行了數(shù)值模擬計(jì)算。通過(guò)對(duì)高注采比、高地層壓力對(duì)開(kāi)發(fā)負(fù)面影響分析出發(fā)，分析了合理采油速度，合理的壓力水平，及相應(yīng)的合理注采比。通過(guò)科學(xué)計(jì)算認(rèn)為，%之間，合理的地層壓力應(yīng)在17MPa，因此，為達(dá)到這些指標(biāo)的協(xié)調(diào)，必須通過(guò)降壓開(kāi)采這一階段，為此設(shè)計(jì)了提液后降壓和降壓后提液兩種降壓方法，并根據(jù)對(duì)兩種方案與油田開(kāi)發(fā)形勢(shì)對(duì)比，提出選擇提液降壓方案。，根據(jù)研究結(jié)果提出了十七種降注穩(wěn)壓開(kāi)發(fā)方案。