淺析多油水系統(tǒng)邊底水油藏開發(fā)方式研究

蒙文

摘要：邊底水油藏具備自然能量，在實(shí)踐開發(fā)邊底水油藏低自然能量的流程中，含水上升高的速度加快，油井的產(chǎn)量偏低，所以深入研究邊底水油藏意義重大。本文將延安組延6、延9井區(qū)兩套系統(tǒng)為例，對該地區(qū)邊底水油藏中的具體開發(fā)方法進(jìn)行研究，只在為我國油藏的有效開發(fā)提供借鑒。

關(guān)鍵詞：多油水系統(tǒng);邊底水油藏;開發(fā)方式

國內(nèi)外的油氣盆地中邊底水油藏普遍存在著，我國塔里木盆地、渤海灣盆地、華北等地的邊底水油藏較多。儲備著豐富的油量，并依托于自然可對能量進(jìn)行很長時期的開采，正因如此，在我國邊底水油藏的戰(zhàn)略地位較高，所以對這方面的研究略顯尤為重要。

1.多油水系統(tǒng)邊底水油藏的研究內(nèi)容

研究當(dāng)前延安組油田延長的實(shí)際情況自己生產(chǎn)中遇到的問題，在傳統(tǒng)的研究基礎(chǔ)上，將邊底水油藏的特征相結(jié)合，本次主要的研究內(nèi)容為以下幾點(diǎn)。

1.1研究產(chǎn)能的合理性

將本次研究的兩組油藏近幾年生產(chǎn)所得的數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，研究該井組的產(chǎn)能，以此為據(jù)將油藏工程的相關(guān)方法結(jié)合起來，對多油水系統(tǒng)邊底水油藏的科學(xué)性開發(fā)方式進(jìn)行研究。

1.2研究多油水系統(tǒng)邊底水油藏的開采方法

進(jìn)行不同開采方法的設(shè)計，例如，層間接替開采、合采開采、分層開采等。對不同的開采方法產(chǎn)出的油量、含水的升高狀況、保壓水平等進(jìn)行分析比較。

1.3合理的研究井距、井網(wǎng)

對于本次研究油井的具體情況，使用反九點(diǎn)菱形井網(wǎng)，進(jìn)行三類井距的設(shè)計，并對不同井距采出的程度、含水的上升狀況、保壓水平等相關(guān)指標(biāo)進(jìn)行分析比較，進(jìn)行最佳方案的選擇。

1.4研究水平井

通過了解影響水平井的因素，對延安組中水平井的可行性進(jìn)行了驗(yàn)證，并對水平井產(chǎn)能的替換比例與水平井的長度關(guān)系加以研究，最后使用數(shù)值的模擬方式對比水平井與直井的壓力、開采程度、含水率等相關(guān)指標(biāo)。

1.5優(yōu)選數(shù)值的模擬方案

基于地質(zhì)模型的條件下，構(gòu)建延安組任意井組數(shù)值的模型，擇優(yōu)選取與研發(fā)的指標(biāo)進(jìn)行預(yù)測。并對不同注水時間、開發(fā)效果的好壞進(jìn)行對比;比較層間開采、合采、分采不同接替開采方法的開采效果;優(yōu)選三套井網(wǎng)的設(shè)計，按照諸多技術(shù)合理地井網(wǎng)距離與經(jīng)濟(jì)型計算井網(wǎng)距離方法，選擇相應(yīng)地井網(wǎng)距離范圍。

2.研究多油水體系的開發(fā)方法

通過對兩套井網(wǎng)與一套井網(wǎng)的開采成績與含水率改變曲線進(jìn)行模擬。兩套井網(wǎng)指的是使用延安組中延6、延9兩套井網(wǎng)進(jìn)行分別射孔開采，一套井網(wǎng)指的是同時使用延6、延9層進(jìn)行射孔，兩層合采。分采指的是使用兩套一樣的井網(wǎng)對延6、延9開采;合采指的是使用一套井網(wǎng)對延6、延9同時開采。合采方法配備的注量是23m?/d，分采方法延6、延9配備的注量分別是14m?/d與19m?/d。

比較合采與分采方案：（1）比較采出度。開采二十年后，分采方法的采出度約為28%，合采方法的采出度約為27%，分采方法的采出度高一些，所以建議使用分采方法;（2）比較綜合含水率。在層間干擾層的影響下，合采方法的含水率升高速度較快，分采方法的含水率升高速度緩慢，所以在這里建議使用分采方法。

3.研究注水量

3.1以公式法對注水量計算

注水量作為沉陷油田注水情況的指標(biāo)。按照平衡注采的原理，明確采油井每天的采油量之后，即可使用以下計算公式對注水井每天的注水量進(jìn)行計算：

延安組當(dāng)前的含水率約為22%，初期階段的注采比例為1.3，單井平均的日產(chǎn)油量為4t/d，按照上述公式，對延安組單井平均每天的注水量計算，具體數(shù)值為20m?/d-25m?/d。

3.2以數(shù)值模型法對注水量計算

為了實(shí)現(xiàn)井距與注水量更加合理地研究，基于延6、延9同時開采的情況下，進(jìn)行了四個不同注水量及井距的模擬方法，單個井距相對應(yīng)的三個注水量，按照試采的動態(tài)化分析明確油井產(chǎn)量，水體的倍數(shù)為10倍。井距為300m時的注水量方法。為了比較方案的合理性，首先應(yīng)該固定井距，井距設(shè)定為300m，注水量區(qū)別為15m?/d-30m?/d，對數(shù)值進(jìn)行模擬計算。按照計算結(jié)果，通過對不同方案下采出效率的比較，獲得的注水量是23m?/d的時候，綜合含水的上升速度緩慢，優(yōu)選方案為方案二。

3.3研究注水的時機(jī)

注水時機(jī)指的是油田初始階段最佳的注水時間。通常按照油田天然的大小能量，油田地質(zhì)特點(diǎn)，我國對于石油方面的需求，及其符合最大化經(jīng)濟(jì)利益等情況進(jìn)行決策。針對有延6、延9具備一定天然能量的邊底水油藏，借鑒相鄰地區(qū)的經(jīng)驗(yàn)，同步與晚期注水效果顯著，某地區(qū)景區(qū)在進(jìn)行投產(chǎn)中長期沒有注水，生產(chǎn)層是侏羅系延91-2油層于2006年10月份開始投產(chǎn)，兩年后油井總數(shù)為22口，平均每天的產(chǎn)油量約為120t，一口井每天平均的產(chǎn)油量為5.6t，綜合含水率為11.5%，單口油井每天的產(chǎn)油量明顯減少，多數(shù)井區(qū)，2006年1月份就開始注水，油井開始陸陸續(xù)續(xù)的見效，于本年11月份每天的產(chǎn)油能力約為580t，創(chuàng)造了最高歷史，自此之后，油田的遞減就有了得到了明顯的緩解。

3.4不同水體倍數(shù)的開發(fā)方法

為了對不同水體大小對于注水開發(fā)效果造成的影響因素分析，基于合采的情況下，對10倍水體下的同步注水、后五年注水、不注水的開發(fā)方法進(jìn)行模擬計算，結(jié)果顯示，同期注水方法的采出度明顯高于不注水采出度的9%，高于后五年注水方法的3%，所以針對水體大小底水油藏，需盡快及早進(jìn)行注水。

4.結(jié)論與認(rèn)知

（1）延安組在縱向方面具有兩套油水系統(tǒng)，即延6和延9。這兩套油水體系的水體自身具備不同的能量，延6油層水體平均的倍數(shù)是10倍，延9油層水體的平均倍數(shù)是15倍。

（2）兩套油水體系具有不同的合理生產(chǎn)壓差，延6油層合理地生產(chǎn)壓差是1.4MPa，延9油層合理地生產(chǎn)壓差是2.05MPa。

（3）兩套油水系統(tǒng)的合理采油速、產(chǎn)能、注水度、采油度各不相同。延6油井的油層平均產(chǎn)能是6.3t/d，延9油井油層平均的產(chǎn)能是11.8t/d、延6油層合理地采油強(qiáng)度是2.2t/d·m，延9油層合理地采油強(qiáng)度是1.5t/d·m。延6油層合理地采油速度大約是2%，延9油層合理地采油速度大約是2.2%。延安組的平均的合理注水強(qiáng)度是3.8m?/m·d，并按照油藏的動態(tài)化改變狀況進(jìn)行實(shí)時調(diào)整。針對兩套油水體系，按照延安組的具體狀況，建議使用雙底分支水平井，同時對延6與延9油層進(jìn)行開采，可以促進(jìn)開發(fā)效率的顯著提升。

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