【導讀】中起到修正認識、指導調整、輔助決策等重要作用。因此，為了增強裂。益，分析此類油藏注水開發(fā)的動態(tài)特征，具有十分重要的意義。對于裂縫性低滲透砂巖油藏，選取扶余油藏為主要分析對象。油田為滲透率較低的砂巖儲層，儲層中發(fā)育著明顯方向性的裂縫。套變等不同于其它類型油藏的特殊現(xiàn)象。文中的所有圖、表均為自己所做，并經過反復推敲，最后成文。有錯誤甚至謬誤，希望老師提出批評意見，以便使論文更加完善。研究各種變化因素對油藏開發(fā)工作和生產工作的影響，把多種現(xiàn)象有機地聯(lián)系起來，在的矛盾，采取有效措施，充分發(fā)揮注入水的驅油作用，使油藏具有旺盛的生產能力，石油是國家的戰(zhàn)略資源，原油生產必須最大限度地滿足國民經濟發(fā)展的需要?！叭敝副仨氂性敿毜撵o態(tài)地質描述數(shù)據和系統(tǒng)的動態(tài)監(jiān)測資料。人們對油藏構造的認識不會正確，不會有全面了解；動態(tài)資料不連續(xù)或缺某些項目，

　　

【正文】 公式計算扶余油田最小合理流壓： ? ?111 0 . 1 9 7ogo s t w wE R B f fp? ? ????? ? ? ? ????????? 12o? ? ? ?? ? ? ? ?1100Opw f o w w w XDDp p f f F???? ? ? ? ? ? ????? 式中 η0— 泵充滿系數(shù) ； η1— 泵的漏失系數(shù) ； η2— 沖程利用率 ； η— 泵效 ； Ego— 氣油比； fw— 含水率， %； Rs— 天然氣溶解系數(shù)； P— 泵口壓力， MPa； ρ— 動液面以下 泵口以上原油平均密度； Do— 油層中部深度； DP— 泵掛深度； FX— 液體密度平均校正系數(shù)。 西安石油大學本科畢業(yè)設計（論文） 31 表 17 油井流動壓力統(tǒng)計表 根據扶余油田實際資料，泵效取 60%，可求出最小合理流壓與含水關系，見表1圖 10，對表中的數(shù)據進行回歸，即： m in 2 .8 8 0 4 2 .7 5 2 4 wpf?? 相關系數(shù)： r=。 表 18 最小合理流壓與含水關系數(shù)據表 綜合含水， % 泵口壓力， MPa 最小合理流壓， MPa 圖 10 扶余油田最小合理流壓與含水關系曲線 按 1988 年含水 %，可算出扶余油田最小合理流壓為 MPa，與扶余油田當時的流壓 MPa 接近，所以說扶余當時的流動壓力是合理的。 ② .生產壓差 西安石油大學本科畢業(yè)設計（論文） 32 合理的生產壓差是油田高產穩(wěn)產的前提，扶余油田地層壓力低，流壓也較低，要想增大生產壓差是很困難的。根據扶余油田實際生產資料統(tǒng)計，不同生產壓差下的產液量與 含水關系見表 19。 從表中可以看出，在每一個含水級別中，生產壓差在 ～ 之間油井產液量、產油量都高，而生產壓差大于 時，油井的產油量反而變差。說明生產壓差在 ～ 之間是合理的。根據實際資料統(tǒng)計，全油田生產壓差平均為 ，說明扶余油田大部分油井都處于小生產壓差下生產，很不利于油井生產能力的發(fā)揮，從 MPa 提高到 ～ 還需增加 。因此，只能用恢復地層壓力的方法來增大生產壓差，使油田達到高產穩(wěn)產。 表 19 不同生產壓差下的產液量與含 水關系 ③ .破裂壓力 為了防止注水井底附近壓力大于油層破裂壓力而帶來的危害，一般在不超過破裂壓力的條件下注水，因此破裂壓力成為決定注水量的大小指標之一。 破裂壓力計算： （ 1） .泊松比法： ? ? 1f ob t tp p p p??? ? ? ?? 式中 pf— 油層破裂壓力 ； pob— 上覆巖層壓力（ pob=壓力梯度油層深度，扶余油田壓力梯度、油層深度分別取 ， 400m）； 181?！?泊松比，砂巖為 ～ ，扶 余油田取 ； pt— 井底附近油層壓力； 將參數(shù)代入公式可得： 4 .9 5 3 8 4 0 .4 6 1 5ftpp?? （ 2） .引入壓裂梯度計算破裂壓力：壓裂梯度就是裂縫即將閉合時保持裂縫張開所需的壓力梯度?？捎镁聣毫τ嬛苯訙y得停泵后井底的瞬時壓力除以深度求得。 壓裂梯度隨 油層壓力 而變化。 西安石油大學本科畢業(yè)設計（論文） 33 ? ?0 . 0 2 2 3 3 tOpaa D? ? ? ?壓 裂 梯 度 覆 蓋 壓 力 梯 度 式中 pt— 油層壓力； Do— 油層深度； a— 常數(shù)； — 單位換算系數(shù)； 覆蓋壓力 梯度對于深度小于 3000m 的油層為 ，故扶余油田取 。油層深度取 400m。 扶余油田共有 9 口油井用壓裂過程中測得停泵后的瞬時井口或井底壓力求得壓裂梯度。根據這些資料按上式反求常數(shù) a=，見表 20。 表 20 常數(shù) a 的確定 井號 油層壓力 MPa 深度 m 壓裂梯度 MPa/10m a 壓裂梯度測試方法 東 163 瞬時井口壓力 東 162 瞬時井口壓力 中 1422 瞬時井口壓力 西 113 瞬時井口壓力 西 613 瞬時井口壓力 西 176 瞬時井口壓力 檢 1 瞬時井口壓力 東 3335 瞬時井底壓力 西 19161 瞬時井底壓力 平均 油層破裂壓力 =壓裂梯度深度 將參數(shù)代入公式可得： 6 .0 7 3 7 6 0 .3 2ftpp?? 以上兩種計算方法的破裂壓力都相當接近，見表 21。 表 21 不同井底壓力下破裂壓力的計算表 注入壓力， MPa 井底附近油層壓力， MPa 破裂壓力 MPa 方法一 方法二 ④ .注入壓力 根據扶余油田生產資料統(tǒng)計，注入壓力從 1974～ 1979 年不斷提高，與注水初期相比幾乎提高了一倍，有 MPa 提高到 MPa（見表 22）。但注入壓力也受到很多的因素控制，由于扶余油田是裂縫 性 低滲透砂巖油藏，東西方向裂縫普遍發(fā)育，注水后，如果壓力過高，就會引起注入水竄入上覆泥巖破碎帶，形成人工水層，使東西方向油井很快水淹、水串，大批的油水井套管變形。 如果注入壓力超過 MPa 時，西安石油大學本科畢業(yè)設計（論文） 34 注水井井底壓力大于油層破裂壓力 ，從而使地層中的隱裂縫串聯(lián)成顯裂縫，裂縫張開，張開后滲透率和吸水能力大大提高，這對油田開發(fā)是不利的，針對這個問題，扶余油田必須選擇一個合理的注入壓力。 表 22 注入壓力統(tǒng)計表 年份 注入壓力 MPa 年份 注入壓力 MPa 根據扶余油田實際生產資料可計算不同井底壓力下的油層破裂壓力（見表 21）。從表中可以看出，當注入壓力為 時，井底壓力為 ，小于破裂壓力（ ），注入壓力是合理的。當注入壓力超過 以后，井底壓力大于油層破裂壓力，所以說扶余油田注入壓力應控制在 以下。 扶余裂縫 性 低滲透砂巖油藏 注水開發(fā)出現(xiàn)的 主要 問題以及改善措施 主要動態(tài)參數(shù)變化 扶 余裂縫 性 砂巖油藏 1973 年開始大面積注水，采用反九點法面積注水及夾三排行列注水方式，一套層系開發(fā)，沿東西方向部署注水井排，按 4 個砂巖組分層注水。局部地區(qū)為四點法面積注水及線狀注水。由于油層普遍發(fā)育東西向裂縫，注水后東西向油井很快水淹，甚至暴性水淹。據東西向水淹井資料統(tǒng)計， 3 個月內水淹的占 17%，1年內水淹占 63%， 1978年在南北向油井水淹 4%的情況下，東西向油井已水淹 %。注水后的前五年地層壓力穩(wěn)定在 以上，單井日產量有所上升， 1978 年產油量上升至 104t，達到了歷史最高水平 ，連續(xù) 5 年平均連續(xù)自然遞減 %，綜合遞減 %。 1978 年后，油田注水開發(fā)又出現(xiàn)了新的矛盾和問題，主要是大批油水井套管變形和水驅動用狀況不好，使含水上升加快，產量下降，年產油量由 104t 下降到 1981 年的 96 104t，平均年減產 104t， 1981 年自然遞減率達到 %，綜合遞減率 %。 經過調整， 1983 年產量就上升至 102 104t， 1984～ 1988 年 一直保持穩(wěn)產 100104t。油田水驅動用程度由 %提高到 70%，增加 %，水驅采 收率由 20%提高到 %，增加 %，增加可采儲量 733 104t。從 1987 年開始，扶余油田綜合含水達到 80%以上，到 1988 年和 1989 年，產量重新開始下降，油田進入高含水開發(fā)階段。此階段不可能再進行大規(guī)模調整，但需在盡可能的條件下，搞好穩(wěn)油控水，并采取其它增產措施，以減緩遞減速度，提高最終采收率。 存在的主要問題 ① .含水上升快，水竄嚴重。扶余油田由于裂縫發(fā)育，注水后裂縫由閉合的隱裂西安石油大學本科畢業(yè)設計（論文） 35 縫轉變?yōu)轱@裂縫，并且裂縫普遍帶有方向性，呈東西向，造成東西方向上的滲流阻力小，南北向滲流阻力大。 因此位于東西向 注水井排上的油井普遍暴性水淹，使油田含水上升率加快（見表 23）。 表 23 注水后油田含水變化 年份 綜合含水， % 含水上升率 年平均 年末 年均含水 年末含水 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 ② .大批油水井套管變形，嚴重影響油田的正常生產。 1975 年油田加強注水后，油水井套管變形猛烈增加，到 1981 年末，油水井套管變形井數(shù)達 1070 口，占油水井總數(shù)的 %。其中，油井套變 874 口，占油井總數(shù)的 %；注水井套變 196 口，占注水井總數(shù)的 %。套管變形使油水井不能正常注采和分層作業(yè)，直接影響日注水量 3200m3，影響日產油 450t，油田失去了穩(wěn)產基 礎（見表 24）。 表 24 油田調整前歷年套變情況 年份 年套變井數(shù) 累積套變井數(shù) 油井 口 注水井 口 合計 口 平均月套變 口 油井 口 注水井 口 合計 口 平均月套變 口 1974 10 1 11 10 1 11 1975 89 23 112 99 24 123 1976 106 15 121 205 39 244 1977 120 21 141 325 60 385 1978 186 45 231 511 105 616 1979 139 45 184 650 150 800 1980 163 31 194 813 181 994 1981 61 15 76 874 196 1070 ③ .注水波及不均勻，水驅動用程度低。油田注水開發(fā)后，盡管出現(xiàn)了大批油水井套管變形， 含水上升過快等問題，但比溶解氣驅開發(fā)階段總的開發(fā)效果要好。同時注水波及不均勻，水驅動用程度低，也是需要解 決的問題。用水驅特征曲線計算，在當時條件下，扶余油田水驅地質儲量僅為 %，水驅最終采收率只能達到 20%左右 。 西安石油大學本科畢業(yè)設計（論文） 36 改善措施 ① .一批調整井，調整井應布在含油飽和度較高的部位，既水洗程度最低的位置，并避開東西向裂縫的影響，新油井布在兩口老油井中間，再往南（或北）做一定的移動，新水井也應作相應的移動。 ② .注水方式在原來的注采井網的基礎上調整為線狀注水?？紤]到南北滲流阻力大，東西滲流阻力小的特點，油井按新老井 1： 1 布井，注水井則按井距加大一倍。 ③ .堵住有害無益的套管變形注 水井，嚴格控制注水量。注水井找封上竄，堵住水竄通道。新 鉆油水井在易套變的部位采取套管加固措施。鉆井前老注水井提前停注，保證新井固井質量。 ④ .加強更新井油層水洗分級解釋工作，正確解釋出低、中、高含水層及水淹層，保證中低含水層的動用。油井射孔時避開高含水層及水淹層，注水井射開與油井連通的層。對于中低含水層厚度大于 12m 的區(qū)塊，可以分層組投產，優(yōu)先投產低含水層。為此調整井完鉆后，必須按照區(qū)塊整體調整實施的原則，對油水層進行精心研究，制定射孔方案后，可投產投注。 地質條件好，注水井網較完善，注水效 果好的區(qū)塊，主要調整手段是加密打一套井網，加強中低含水層的開發(fā)和動用。地質條件較復雜，注水效果較差的區(qū)塊，在斷層復雜區(qū)采用局部補井的辦法進行調整。在水竄套變較嚴重區(qū)采用重打一套井網，代替已套變老井，改善開發(fā)效果。 西安石油大學本科畢業(yè)設計（論文） 37 5. 結論與建議 結論 在對扶余裂縫 性 砂巖油藏的注水開發(fā)動態(tài)分析過程中，重點把握此類型油藏 與其它油藏注水開發(fā)的不同之處，如：容易產生水竄、水淹、套變，含水率上升快等特點，對相應的動態(tài)特征進行了分析。通過對具體油藏（扶余油藏）的分析，得出了適合此類 油藏的一些結論，如下： 1. 裂縫 性 低滲透砂巖油藏的綜合含水隨時間變化的規(guī)律是 S 型曲線形態(tài)，其數(shù)學表達式是： ln 1 w wfR A B f?? ?； 2. 裂縫 性 低滲 透砂巖油藏的產油量的變化規(guī)律基本符合上升 —— 平穩(wěn) —— 遞減的規(guī)律； 3. 裂