【文章內容簡介】 差區(qū)域的油井在注水量下調后，產油量逐漸下降，伴隨含水上升，目前已有不產油井7口，%。 上述階段性變化都與在此之前23個月的注水量下調對應(即注采比下調后，有明顯的注水影響滯后反應的現象),注采反應明顯,注水與采油的階段對應關系良好。這種現象在該“兩南”油田以前的降水或分注停注放壓中曾出現過，而且國內其它低滲砂巖的開發(fā)也有類似的開發(fā)規(guī)律，即低滲透油藏注水時在油井上受效反應不明顯，而降水后對應油井的產油量下降反應卻是非常明顯的。 地層壓力上升速度減緩，吸入口流壓明顯下降,與產液量變化規(guī)律大體一致 從現代試井解釋結果看，兩試驗區(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井壓力恢復資料計算分析，（圖21）。 從觀察井的地層壓力看，僅有H3213有兩個點可對比。吸水指示曲線也反映地層壓力的下降(2222). 統(tǒng)計A341井區(qū)3口可對比井吸入口流壓均呈下降趨勢，典型如阿364井10月與4月對比（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、液面變化也有類似的規(guī)律(見表5)。由此可見,地層壓力、吸入口流壓變化與區(qū)塊產液量變化規(guī)律大體一致.3. 水驅特征反映水驅效果略有變差 無論從單井還是從區(qū)塊的水驅特征曲線分析，“兩南”試驗區(qū)的水驅狀況在投入試驗后開始變差，尤其是試驗中后期最為明顯。 從區(qū)塊宏觀水驅特征分析，兩井區(qū)在試驗期曲線均偏向累積水量軸，表現為水驅效果變差(見圖2242)，其中哈24南部水驅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狀況的變化。 從單井水驅特征曲線看可明顯分成兩類，一是水驅效果變差類，這一類油井共有14口，%，%，%；二類是水驅穩(wěn)定類，這類共有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系曲線看，存水率在九七年是急驟下降的，表現出較差的水驅狀況(見圖2262)。 上述現象不難從微觀上得到證實，在前階段較高注采比、較高地層壓力下，差層被啟動，現在在注水井因套變無法實現分注的前提下，其注水井的吸水層在降壓降注下差層不能繼續(xù)被啟動。因此，出現主產層即高含水層出液，而低產低含水層不出液的現象，同時壓力繼續(xù)下降，主產層水驅波及體積相應減小，同樣會引起水驅效果變差。典型如哈24南的產吸剖面圖(圖228)綜上所述,無論是區(qū)塊產量、油井遞減狀況、水驅狀況在控注穩(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)壓試驗結論 (1).歷年的研究成果 前已述及,“雙高”注水導致地下諸多矛盾,特別是在93年以后,矛盾更加突出,據此認為,由于注采見效狀況不同,。 (2).控注穩(wěn)壓試驗結論 通過控注試驗各階段開發(fā)形勢分析,這時產量無遞減,地層壓力回升減緩,含水上升速度也在減緩,另外,6月份降第二臺階,產液、產油均下降,含水上升,措施效果差,對油田的穩(wěn)產不利,這一點主要取決于前階段的注水開發(fā)政策,因為前階段的注水,已經造成地層裂縫的延伸、斷層導水、注水亂竄、注水利用率下降等現象,在這種已形成的高壓下,就是注采平衡的概念。2. 國內低滲油田的實踐認識(1).油藏工程計算確定合理注采比 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分析方法確定合理注采比。通過回歸計算得出注采平衡配水量及地層壓力與月注采比的相關經驗公式。進一步研究表明，%左右，地層壓力在原始壓力附近，生產才較為合理。 (2). 實踐的方法確定合理壓力水平，合理注采比 這方面的代表是長慶的安塞特低滲透油田，大港的馬西深層低滲透砂巖，通過摸索，確定了注水井底最大流動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；同時馬西低滲砂巖通過實踐。 (3). 采用數值模擬方法確定合理的采油速度，進而確定合理的壓力保持水平 勝利油田數值模擬表明，在均質砂巖模型中采油速度對開發(fā)影響不大，但在非均質條件下，則對油藏的開采有較大的影響。濟陽坳陷的低滲透油田中，%%采油速度范圍內的油田，一般開采平穩(wěn)，含水上升慢，而高速開發(fā)的渤南油田，則出現含水上升快，產量遞減快的現象。故認為，%范圍內，可采儲量的采油速度也以不宜大于4%5%。 大慶的朝陽溝，開展了“確定注水時機”及“合理注采比研究”等數值模擬研究，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，以便使油井盡快見到注水效果。當油井已普遍見效，標志著注采比已經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。 上述技術政策在該兩油田的開發(fā)實踐中證明是極為正確的。 (4). 確定油井的流動壓力界限和注水井的壓力從而確定合理的地層壓力水平 生產井的井底流壓與飽和壓力及產液指數有明顯的相關關系。因而欲確定合理的生產壓差，必須研究飽和壓力與井底流壓的關系。通過安塞油田、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。當流壓低于此范圍時，產液指數下降，阿南、哈南砂巖油藏從90年開始流壓逐步下降，相當于飽和壓力的24%，因此，造成油井井底或一定半徑范圍內脫氣、油層溫度下降，蠟質成份析出(根據壓力剖面脫氣范圍半徑大體1335m)，原油性質變差，流動阻力增加，導致生產指數下降。因此，按阿南平均飽和壓力 ，隨含水上升，該值可能隨之下降。 在生產井流動壓力確定后，地層壓力的高低應該取決于以滿足產液量要求的生產壓差。地層壓力保持水平決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系，結果表明套變與注水壓力有明顯的相關性，尤其是超過破裂壓力后，套變井急驟增加，對“兩南”套變井數與注采比及注入壓力的研究也證實這一點(見圖115)，因此，低于破裂壓力或在其附近注水(或保持7080%)，對防止套損及其它高壓注水的負面影響應該是致關重要的。 綜上所述，一個油田尤其是象“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，離開了任意一個去談其他兩個方面都是沒有實際意義的。 3.“兩南”砂巖的數值模擬研究 “兩南”的數模工作始于96年單井重復壓裂井的選擇。九七年根據兩個控注穩(wěn)壓試驗區(qū)試驗項目的需要，我們又請研究院技術開發(fā)部為阿341井區(qū)及H24南兩個試驗區(qū)進行數值模擬。 (1).96年重復壓裂井選擇過程中所涉及的項目的數值模擬，得出一些有啟示意義的結論 根據石油勘探開發(fā)科學研究院廊坊分院壓裂中心數值模擬計算表明：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，在非均質如此嚴重的地區(qū)，注入水指進突進更加嚴重，水驅油效率自然降低。據模擬結果：，第一年的掃油效率降了3個百分點，第五年降了6個百分點，單井累積少產原油2345t (見圖8) 。 而且根據模擬，地層壓力保持水平過高，不利于油井的壓裂或重復壓裂。，，即高于原始壓力23MPa。 (2). 研究院技術開發(fā)部數值模擬結果 本次研究院對阿341井區(qū)進行了數值模擬計算。通過對高注采比、高地層壓力對開發(fā)負面影響分析出發(fā)，分析了合理采油速度，合理的壓力水平，及相應的合理注采比。通過科學計算認為，%之間，合理的地層壓力應在17MPa，因此，為達到這些指標的協(xié)調，必須通過降壓開采這一階段，為此設計了提液后降壓和降壓后提液兩種降壓方法，并根據對兩種方案與油田開發(fā)形勢對比，提出選擇提液降壓方案。，根據研究結果提出了十七種降注穩(wěn)壓開發(fā)方案。