油田井区克上组开发效果评价范文

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《辽宁化工杂志》2015年第三期

1油藏开发现状

截止2010年底，共有正常油水井123口（油井85口，注水井38口），开井105口（油井71口，注水井34口），平均单井日产油1.7t，含水83.2%。累积产油306.7×104t，累积注水1156.2×104m3，累积注采比1.3，采出程度24.4%，可采采出程度77.1%，采液速度2.43%，采油速度0.34%，年递减率9.7%。由于含油性、物性的差异，不同区域开发效果差异较大。南部开发效果最好，采出程度27.2％，综合含水84.0％，累积产油量占全区的70.1%，目前日产油量仍占全区的57.4%，但由于剖面矛盾突出，油层动用程度偏低，主力层水淹、水窜严重，部分区域井网不规则和井况问题导致部分井点缺失，区域含水上升较快，累积注采比只有0.9，年递减率达到11.5％，采油速度仅0.31%。

2油藏开发效果评价

2.1水驱控制程度与剖面动用状况分析表1为某井区克上组油藏分区水驱控制程度统计表。新疆某油田某井区克上组油藏井网基本完善，油水井打开程度高，水驱控制程度为82.5%，油藏中部最高为91.3％，南部次之，北部最低。北部水驱控制程度较低的原因是由于油层发育差，油水井注采对应性较差。克上组储层由于沉积跨度大、沉积厚度大、小层多，非均质严重导致油层动用程度较低。从分阶段产吸剖面分析，初期主要投产S5+R5，射开油层跨度小、层段少，单砂层产液剖面动用程度30%～40%，动用差异较小，吸水剖面主力和非主力底部的单砂层动用较好，动用程度60%～80%。后补孔S3+S4，射开油层跨度增大，生产层段增多，导致了油藏剖面动用不均、层间矛盾越来越突出，物性较好的主力层S32、S52-2、R5产吸动用程度在40%以上，产液吸水百分比较高，物性相对较差的S31、S41、S51动用程度下降至20%左右，产吸能力明显下降。从剖面动用状况分析，产液剖面动用程度大于40%的有6个单砂层，小于30%的有15个单砂层；吸水剖面动用程度大于40%的有9个单砂层，小于30%的有10个单砂层。表2为某井区克上组油藏单砂层剖面动用状况分级统计表。

2.2注采能力分析南部区域无因次采液（采油）指数在含水80%以前变化不大，进入特高含水期迅速上升，采油指数随含水上升迅速下降，与理论曲线相比目前产液能力偏低。油藏南部初期吸水能力强，吸水指数为20.09m3/（d·MPa），随着开发过程中油田污水回注，储层受到一定程度污染，吸水指数下降较快。另一个原因是油藏提高分注级别后控制物性较好的主力层的注水强度，加强差油层的注水，导致注水井吸水能力下降，目前吸水指数在4.8m3/（d·MPa）左右。

2.3递减规律分析油藏从1992年开始进入递减阶段，年产油量由高峰时的21.7×104t开始下降，符合指数递减规律，年综合递减率11.3%，该阶段递减较大的主要原因是层间和层内物性差异大导致油井部分层水淹、水窜，含水上升速度过快；自1998年起实施扩边、分注提级等综合治理措施，递减减缓到8.0％左右，递减曲线见图1。

2.4含水率变化规律图2为克上组油藏含水率与采出程度关系曲线。由图2可得：油藏南部含水初期符合35%的理论采收率曲线，随着开发时间的延长开发效果有所好转，1998-2000年进行了西部扩边，含水有所下降，偏向40%的理论采收率曲线，近几年含水上升加快，开发效果变差；油藏中部初期由于实行强注、强采的开发方式，水窜严重，含水上升不正常，1988年采取隔水、补孔等综合治理措施含水有所下降，随着开发时间的延长，含水逐渐上升，偏向27%的理论采收率曲线；北部由于注水后油井见水不见效，水驱效果差，含水受单井影响波动大，总体上在25%～30%的理论采收率曲线之间。

2.5地层压力分布2010年全区油井测压18井次，地层压力18.13MPa，流压8.81MPa；注水井测压18口井，地层压力25.79MPa，流压30.97MPa，注采井地层压差7.66MPa，注采流动压差22.16MPa。平面上地层压力分布不均衡，油藏南部累积注采比0.9，压力保持程度较低，仅为77.1％，由南部构造下倾方向的边水区域向克-乌断裂段，地层压力保持程度逐渐下降，克-乌断裂附近的6个井组平均地层压力在14MPa左右，压力保持程度只有65％左右；油藏中部地层压力较高，地层压力保持程度为105％；油藏北部注多采少，累积注采比3.5，累积亏空-191.5×104m3，地层压力保持程度为115％。

3结论

（1）克上组生产层段增多，导致了油藏剖面动用不均、层间矛盾越来越突出，吸水指数下降较快。（2）克上组油藏进入递减阶段后，递减率符合指数递减规律，年综合递减率11.3%，（3）油藏南部含水上升快，开发效果较差；中部和北部开发效果较好。

作者：胡中英单位：新疆油田公司百口泉采油厂