【正文】 圖324 尕斯E31油藏各小層累計(jì)產(chǎn)油量對(duì)比圖圖325 尕斯E31油藏各小層采出程度對(duì)比圖圖326 尕斯E31油藏各小層累計(jì)注水量對(duì)比圖圖327 尕斯E31油藏各小層目前含水對(duì)比圖表322 尕斯E31油藏?cái)?shù)模剩余儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果表小層數(shù)模擬合儲(chǔ)量剩余儲(chǔ)量累計(jì) 產(chǎn)油單層 采出程度累計(jì) 注水含 水（萬噸）（萬噸）（萬噸）(%)（萬噸）(%)I1I2I3I4I5I6II1II2II3II4III1III2III3III4
。 井網(wǎng)控制程度高；178。4個(gè)主力小層開發(fā)效果好主要原因是：178。. 數(shù)模計(jì)算結(jié)果統(tǒng)計(jì)分析從靜態(tài)模型擬合的地質(zhì)儲(chǔ)量可知，4個(gè)主力小層（IIIVIV5）是儲(chǔ)量最多的4個(gè)小層，通過數(shù)值模擬進(jìn)行擬合計(jì)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。. 油藏剩余油分布特征與挖潛綜合調(diào)整尕斯庫勒油田E31油藏于2005年2月，由成都理工大學(xué)能源學(xué)院完成了油藏精細(xì)數(shù)值模擬。從以上存在的問題可以看出，必須加大精細(xì)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(chǔ)量。 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(diǎn)，即“慢、快、慢”的特點(diǎn)。堵水層位由油層井段底部向中間層段或頂部轉(zhuǎn)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(zhuǎn)移，目前已向低產(chǎn)油層轉(zhuǎn)移。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(zhuǎn)移，其措施效果呈下降趨勢(shì)。表明該油藏的措施適應(yīng)性好，創(chuàng)造出了良好的經(jīng)濟(jì)效益。178。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(duì)油田的控水作用變小。178。%，%，已處在油藏高速穩(wěn)產(chǎn)臨界狀態(tài)。隨著開發(fā)程度的深入，含水的上升，開采難度加大。. 油藏開發(fā)存在的主要問題178。表321 尕斯E31油藏采收率標(biāo)定方法水驅(qū)特征曲線經(jīng)驗(yàn)關(guān)系式目前狀況下數(shù)值模擬建議標(biāo)定值采收率％注：其中，水驅(qū)特征曲線為Wp－Np曲線。表320 相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式測(cè)算采收率公式序號(hào)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(yù)測(cè)結(jié)果由于與經(jīng)驗(yàn)法測(cè)算結(jié)果相比水驅(qū)特征曲線法測(cè)算結(jié)果精度相對(duì)較高，更能反映客觀實(shí)際，因此，本次E31油藏采收率選值以水驅(qū)特征曲線法測(cè)算結(jié)果為主，而各種經(jīng)驗(yàn)法測(cè)算結(jié)果僅作為參考。此外可以看到，僅僅依靠相對(duì)簡單的1－2個(gè)物性參數(shù)的簡單組合得到的關(guān)系式在此基本不適用，美國和前蘇聯(lián)的經(jīng)驗(yàn)關(guān)系式較為適用。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(jié)物含量f，＝～ ，（）； ― 分層系數(shù) ，（22）。 經(jīng)驗(yàn)公式 （315）178。 經(jīng)驗(yàn)公式（313）178。 美國的Guthrie和Greenberger的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式（1955年）ER=＋＋－－ （311）178。 井網(wǎng)密度經(jīng)驗(yàn)公式法ER=（＋）． （39）178。 陳元干的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式（1990年）ER= （37）178。178。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(diào)整措施，因此，對(duì)水驅(qū)特征曲線的形態(tài)及測(cè)算結(jié)果將產(chǎn)生一定影響，此次采收率值標(biāo)定主要以甲型水驅(qū)特征曲線為依據(jù)。圖323 尕斯E31油藏甲型水驅(qū)特征曲線現(xiàn)選擇較常用的7種水驅(qū)曲線對(duì)該油藏到含水95%時(shí)的采收率進(jìn)行了計(jì)算。在注采井網(wǎng)、注采強(qiáng)度保持不變時(shí)，其線性關(guān)系基本保持不變；當(dāng)注采方式發(fā)生變化時(shí)，將出現(xiàn)拐點(diǎn)，但直線關(guān)系仍然成立。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。雖然補(bǔ)孔措施在近幾年取得了明顯效果，但是可補(bǔ)孔的層位越來越少，今后應(yīng)逐步轉(zhuǎn)移到以挖潛剩余油為主的各項(xiàng)配套措施上。放大生產(chǎn)壓差易加快個(gè)別主力油層單層突進(jìn)，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(jìn)行放大壓差，地層壓力下降較快，不利于油藏長期穩(wěn)產(chǎn)。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(jìn)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。隨出水層位復(fù)雜性的增強(qiáng)，該油藏的堵水措施已由采油井上進(jìn)行單一的機(jī)械堵水發(fā)展到調(diào)剖、調(diào)驅(qū)多項(xiàng)措施相結(jié)合?？梢姡攴€(wěn)油措施主要包括：補(bǔ)孔、油井酸化、下電泵、壓裂和堵水，控水措施主要為分注、調(diào)剖。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。圖322 尕斯E31油藏產(chǎn)量構(gòu)成曲線. 采油井措施效果評(píng)價(jià)，主要增產(chǎn)措施是轉(zhuǎn)抽、下電泵、壓裂、補(bǔ)孔、酸化五類措施，%、%、%、%%。措施產(chǎn)量主要由轉(zhuǎn)抽產(chǎn)量構(gòu)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。104t，180。1995年后新井產(chǎn)量貢獻(xiàn)小，每年基本保持在1~2萬噸左右。說明最早降壓開發(fā)造成的虧空，通過注水已經(jīng)補(bǔ)充，已經(jīng)接近正常水平。隨著油田開發(fā)，綜合含水率逐漸增大，當(dāng)階段注水量與產(chǎn)水量相等時(shí)，油藏的水驅(qū)能力已經(jīng)達(dá)到極限。 . 水驅(qū)指數(shù)的變化趨勢(shì)水驅(qū)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。圖320 尕斯E31油藏存水率與采出程度關(guān)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(duì)平穩(wěn)下降的趨勢(shì)。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(qū)替有限的原油，當(dāng)存水率趨于零時(shí)，目前條件下油藏注水開發(fā)的潛力已經(jīng)達(dá)到極限，二次采油已經(jīng)結(jié)束，需要進(jìn)一步采取其它措施提高原油采收率。. 注水利用狀況分析. 存水率的變化趨勢(shì)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(jì)算公式如下： （32）式中：累積注水量，104m3；累積產(chǎn)水量，104m3。d)采液指數(shù)（m3/(MPa應(yīng)用上述公式計(jì)算并結(jié)合油田的具體情況，～，目前各開發(fā)區(qū)實(shí)際油水井?dāng)?shù)比與合理油水井?dāng)?shù)比均有一定差距（表316~317），尤其是Ⅲ+Ⅳ油組目前實(shí)際油水井?dāng)?shù)比明顯偏大。. 合理地層壓力和油水井?dāng)?shù)比界限合理地層壓力和合理油水井?dāng)?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(dòng)壓力為合理流動(dòng)壓力下限時(shí)，根據(jù)注采平衡方法計(jì)算，可獲得最大產(chǎn)量時(shí)的地層壓力和油水井?dāng)?shù)比。圖319 尕斯E31油藏年采油采液變化曲線. 注采系統(tǒng)調(diào)整優(yōu)選油田開發(fā)實(shí)踐和理論研究表明，注采系統(tǒng)調(diào)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。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。統(tǒng)計(jì)含水上升較快、未進(jìn)行措施作業(yè)井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)含水在4050%時(shí)產(chǎn)液量下降到最低點(diǎn)，與理論分析的全油藏的無因次采油、采液指數(shù)相符合。 t/d1991年后，根據(jù)生產(chǎn)資料統(tǒng)計(jì)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(shì)，采油指數(shù)下降較快。MPaMPam。圖317 尕斯E31油藏?zé)o因次采油（采液）指數(shù)曲線. 實(shí)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(shì)， t/d， t/d到含水40～50%時(shí)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(diǎn)，當(dāng)含水達(dá)70～75%時(shí)，采液指數(shù)開始上升，到含水100%時(shí)無因次采液指數(shù)可上升到初期的2倍左右。表315 尕斯E31油藏 歷年產(chǎn)液剖面資料統(tǒng)計(jì)表層號(hào)測(cè)試厚度(m)產(chǎn)油厚度(％)產(chǎn)液厚度(％)相對(duì)產(chǎn)油量(t)相對(duì)產(chǎn)液量(t)產(chǎn)油強(qiáng)度(t/）產(chǎn)液強(qiáng)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(cè)試次數(shù)較多，相對(duì)產(chǎn)液量也較大，僅主力層的相對(duì)產(chǎn)液量就占到歷年測(cè)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。從籠統(tǒng)的動(dòng)用程度來看，各個(gè)單元（除個(gè)別小層外）動(dòng)用程度均較好，層間動(dòng)用差距不是特別大。Ⅳ2從吸水層數(shù)比和吸水厚度比來看都是最小的。第Ⅲ油組，從吸水厚度比和層數(shù)比來看該層的吸水狀況不是太好，％；Ⅲ7層是次主力層，相對(duì)吸水量是次主力層中最大的，％。具體從第I層系來看，兩個(gè)主力層吸水相對(duì)較好。. 儲(chǔ)量動(dòng)用狀況評(píng)價(jià). 小層吸水能力研究歷年（1988－2004）吸水剖面資料，統(tǒng)計(jì)每一小層所測(cè)井次、吸水井次和測(cè)試厚度、吸水厚度及每一小層的吸水量，吸水強(qiáng)度等指標(biāo)。178。分析E31油藏近幾年的含水變化及小層出水情況來看，邊水的推進(jìn)在目前并不是導(dǎo)致整個(gè)油藏含水快速上升的主要原因。 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(gè)別井受邊水的影響。南區(qū)躍12排16排井組構(gòu)造主體部位主力層水淹已經(jīng)連遍分布，部分區(qū)塊油井ⅠⅢⅢ7小層也出現(xiàn)比較嚴(yán)重的水淹，甚至部分井全井段水淹。如油藏南區(qū)構(gòu)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(cè)解釋為油水同層。 長期的注水開發(fā)，油藏水淹情況更加復(fù)雜。注入水向滲透性好的方向和沉積主河道方向推進(jìn)快。該油藏由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，使得物性好的小層吸水好。圖316 尕斯E31油藏含水變化規(guī)律曲線. 含水上升原因178。從1993年開始含水上升加快，超過了2%，但仍控制在5%以內(nèi)。分析歷年綜合含水變化情況認(rèn)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?？v向上，Ⅰ+Ⅱ油組ⅠⅠ6小層含水上升迅速；Ⅲ+Ⅳ油組Ⅳ5小層水淹程度大；ⅠⅣ油組井水淹情況復(fù)雜，主要水淹層為ⅠⅣ5小層，其次是Ⅲ7，Ⅰ5小層。各油組綜合含水及含水大于50%的詳細(xì)情況見表31。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?dāng)?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。因此應(yīng)對(duì)個(gè)別井區(qū)進(jìn)行注采井網(wǎng)調(diào)整，由單向受效改為多向受效。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。油藏泵深1997年的1240m下降到1500m左右，平均下降了260m，動(dòng)液面由1997年的497m下降到2003年底的902m。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。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(diǎn)，以滿足油藏提液穩(wěn)產(chǎn)的需求。截止2004年底Ⅰ+Ⅱ，Ⅲ+Ⅳ，Ⅰ～Ⅳ。其地