论文潜山油藏水平井注水开发效果综合评价，该文是综合评价类有关论文例文与油藏和潜山和注水相关论文例文.
摘 要：本文以边台潜山油藏为例,对水平井注水开发效果开展综合评价.研究表明：该油藏注水开发效果显著,但随着开发进入中后期,需要进行开发方式调整.水平井注采开发方式为交错注采、底部注水,立体注采开发模式为“顶部采油、底部注水、底水托进”,确定了最优垂直井距、半井距、排距分别为300m、150m、250m,采取这种方式,可较好地提高裂缝型潜山油藏的最终采收率,实现油藏高效开发.
关键字：潜山油藏；水平井注水；开发方式；采收率
1 研究区概况
边台潜山油藏构造上处于大民屯东部凹陷,位于安1块潜山、高台阶曹台潜山之间,南部是法哈牛潜山.研究区面积为20km2,含油面积探明9km2.1992年,边台潜山油藏正式投入开发,开发方式为正方形井网,井距350m.目前,该区块日产液720t、产油326t,累计产油超250万吨,累产水80余万吨,注水累计260万方,油藏采油速度为0.51%,采收率为10.12%.
边台潜山油藏主要采取水平井“立体”注水、直井－水平井组合注水的方式进行开采,取得了较好的开采效果,如2007年第一口井投产以来,目前累计产油达5.2万吨.此后,根据不断深入的地质认识,开展了多口井的实施,目前该区水平井注水开发的井为46口,均效果显著.然而,随着开采时间增长,含水上升和稳定地层压力矛盾突出,急需对潜山油藏开发开展合理的评价,以进一步实现区块稳产、高产目标.
2 潜山油藏注水效果评价
2.1 注水方式评价
2.1.1 注采方式
水平井开发主要的注采方式为叠置和交错注采.统计了不同注采方式下采出程度随时间和含水率的变化可知（图1）：采取交错注水方式,具有较高的采出程度,十年后达30%左右,同时交错注水含水率更低.因此,交错注水开发效果显著优于叠置注水.
2.1.2 注水位置
水平井开发注水位置主要有底部、顶部以及正对注水.拟定数据周期为十年,分析不同部位注水采出程度与时间、含水率的关系可知（图2）,底部注水采出程度较高而含水率较低,开发效果显著.顶部注水由于重力作用,注入水从井筒向下迅速流动,注入水通过介质缝隙往下快速水窜,从而导致波及面积小,水托油效果较差,表现为采出程度最低,含水率上升快.正对位置注水方式采出程度介于底部、顶部注水方式之间,但含水率上升最快.底部注水形成水向上托进,对零散分布剩余油聚集、减弱油水窜流具有较好的效果.因此,研究区适合采取立体注采开发模式,即“顶部采油、底部注水、底水托进”.
2.2 不同注水井型
潜山油藏常用的采油和注水方式有两种：水平井采油,直井注水的“直井+水平井”组合；均采用水平井采油和注水.以十年为周期,分析不同井型注水采出程度与时间、含水率的关系可知（图3）,直井注的采出程度为26.96%、而水平井底注为30.25%,同时直井注含水上升速度明显大于水平井底注.
2.3 注采井网适应性分析
2.3.1 优选排距
通常情况下,排距范围主要有400m、300m、250m、200m、150m以及100m等6种,根据生产效果指标的对比分析,筛选出最优组合井网排距.井距的不同对注水采油采出速度、见水时间均有影响,同时还必须考虑经济指标.本次分别计算了原油为60～120美元/桶时,不同的半井距、排距与净现值的关系,确定出最合理、经济的排距为250m、半井距为150m.
2.3.2 优选垂向井距
统计不同垂向井距下（7种）的生产指标数据（表1）进行模型模拟,从生产效果出发,对垂向井距进行筛选.根据垂向井距与生产指标的变化规律可知：增大垂向井距,采出程度降低,但单井初始产能先增加后减小.考虑不同垂向井距下净现值,表现为先上升后下降,而达到峰值时垂向井距为300m.因此,确定出最优垂向井距为300m.
2.4 含水率指标分析评价
含水率是影响注水采收率的重要因素,若采收率一定,注水曲线可较好地反映采出程度与含水率的关系.油藏开发中后期,一般采用调整注水来提高采收率,含水率对注水方式的调整影响较大.统计边台潜山油藏生产资料可知,该油藏开发过程中分界点为2002年,此前油藏整体含水率较低,日产水量较低,2002年以后油藏开发含水率快速上升,特别是到2008年日产水量增高明显.因此,认为边台潜山油藏已进入开发中后期,开展注采调整势在必行.
2.5 水驱特征评价
裂缝型潜山油藏与砂岩油藏驱替介质不同,通过开展直井-水平井组合驱替特征及驱油机理分析,明确了该区见效规律.根据试验,建立了研究区渗流数学模型.油藏介质渗吸能力对采收率的高低有较大的影响,一般表现为渗吸能力越强,半衰周期越长.根据边台油藏的水驱效果可知（图4）,当前油藏采收率约为10%,与实验模拟得到的15%的标准采收率还存在较大差距,因此该油藏需要进一步调整注水开发方式.
2.6 自然递减率评价
自然递减规率指的是产量不受人为控制的衰退规律.裂缝发育情况与油层分布情况是裂缝性油藏主要的递减因素.本次主要通过裂缝发育规律来调整开采方案.自然递减率在理论上主要考虑采出速度和含水率因素.裂缝性油藏一般的水驱特征表现为当油藏见水后产油量快速下降,在油藏开发后期,由于自然递减率下降放缓,采油量较为稳定.此外,裂缝型油藏还表现为采液速度、油藏见水时间、无水采油期、产量递减同步变化.因此裂缝型油藏适合在较慢的采液速度下开采.
根据边台潜山递减规律评价图版可知（图5）,研究区初期的产能递减比较慢,开发中后期含水率上升明显,产量快速递减,此时递减曲线在理论递减曲线以下,注水开发效果变差.因此,需要开展注采关系调整以对含水上升速度进行控制.
3 实例分析
边台潜山油藏自1992年首次投入开发,1994年进行注水开发,2006年采取复杂结构井开展二次开发试验,形成了“直井注+复杂结构井采”的新型模式,应用效果显著.边30-27井在投产初期以天然能量进行开采,含水率为1.2%,自2001年开始进行油井转注.该井与其附近井边30-127、边30-126井开采层位相同,随着开采的进行,边30-127、边30-126井含水率从2001年开始增加明显,产液量明显降低,于是在2001年8月将边30-27井转化为水井,边30-127、边30-126井液量逐渐恢复,证实了边30-27的注水对地层能量进行了补充,改善了开发效果.类似现象在其余井均有体现.因此,研究认为水平井注水开发可较好地补充裂缝型变质岩潜山油藏的地层能量,提高油藏采收率,实现油藏高效开发.
4 结论
（1）分析综合含水率可知,研究区潜山油藏开发效果较好,长时间保持了较低的含水率和稳产时间,因此,水平井水驱效果显著.随着油藏进入开发中后期,当前的开发方式不能较好的控制含水上升速度,应该采取有效的调整方案,改善注采关系以控制含水率.优化后的潜山油藏垂直井距最优为300m,半井距最优为150m、200m,注采方式为水平井～水平井.
（2）开发实践证实,水平井注水开发可较好地补充裂缝型变质岩潜山油藏的地层能量,提高油藏采收率,实现油藏高效开发,适合进一步推广应用.
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参考文献：
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