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双河油田Ⅷ-一Ⅸ-油组开发效果评价指标

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油田 开发 效果 评价 指标
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第7卷第2期 重庆科技学院学报(自然科学版) 2005年6月 双河油田Ⅷ一Ⅸ油组开发效果评价指标 谢丛姣周红 (中国地质大学,湖北武汉430074) 摘要:双河油田是河南油田的主力砂岩油田,已高速开采了26年,综合含水量90.28%,采出程度27.96%。针对此 类进入高含水期油田的开发效果评价,提出9项开发效果评价指标。 关键词:双河油田;开发效果;评价指标 中图分类号:献标识码:A 文章编号:1673一005)02一4 双河油田是我国中、新生代时期形成的陆相富 含油气盆地,储量为319.4万t/称“小而肥”。 它的主要含油层位为下第三系核桃园组核三段,整 个油田自上而下划分为9个油组,105个小层,279 个单层,其中Ⅷ一Ⅸ油组又划分成31个流动单元。 Ⅷ一Ⅸ油组自1978年全面投入开发以来,已持续高 速开采了26年,为提高单元的开发效果,在注采井 网上进行了细分调整、井网局部加密、二次加密以 及开发后期井网完善调整。 动态分析,是近年来随着油田的生产技术不断 提高和科学研究的不断深入而发展起来的应用于 油气田的生产与进一步开发的新兴技术。它以石 油工程、油藏工程、开发地质学以及石油渗流力学 为理论指导,以油藏测试技术、实验室分析技术及 计算机技术为手段,立足于动态开发数据,观察和 研究这些变化,找出各种变化之间的相互关系以及 它们对生产的影响,从而对油藏的开发历程和效果 进行分析和评价,并在此基础上更好地进行油藏数 值模拟,研究该区剩余油分布规律,确定主要挖潜 方向,为下一步开发决策提供依据。在此,通过一 系列评价指标对双河油田Ⅷ一Ⅸ油组开发效果进 行分析,可供同类油田开发动态分析提供经验。 1双河油田Ⅷ一Ⅸ油组开发现状 截至20河油田Ⅷ一Ⅸ油组油井总 井数为80口,油井开井数为68口,日产油为173t, 日产液量1 775t,综合含水量90.28%,采出程度 27.96%;注水井总井数为62口,注水井开井数6l 口,日注水量3 205 均单井日注水量53 注采比1.65,累计注采比1.25,总压差0.27 计亏空308.656 2×lo'体上看,主力油层的 主体部位注采井网基本稳定,动用程度高,水淹严 重,但局部区域如西南断层附近、西一北部上倾尖 灭部位,井网控制程度较低,仍有一定潜力可挖;另 外,历次井网调整顾及较少的非主力油层,井网控 制程度也较低,加之非主力油层物性差,易受层间 干扰影响,造成其动用程度低,应是现阶段单元开 发挖潜的重点对象。 2开发效果评价指标 评价油田注水开发效果的指标很多,对于注水 开发的油田而言,开发效果评价主要从动态开发指 标人手,立足于动态开发数据,观察和研究这些动 态开发数据的变化,找出各种变化之间的相互关系 以及它们对生产的影响。 2.1注入倍数增长率 统计发现,当油田进入含水开发期后,注入倍 数和采出程度的关系在半对数坐标纸上呈直线关 系。在油田的井网和注采方式保持不变时,直线始 终不变;当注采方式发生变化时,直线将出现拐点, 但仍然是一条很好的直线。这样,利用关系曲线延 伸出来的概念——注入倍数增长率,从注水角度来 评价和预测油田调整挖潜的效果。 注水开发油田进入高含水开发期后,具有以下 的统计规律: R=6 (1) 收稿日期:2005—03—25 作者简介:谢丛姣(1966一),女,湖北汉川人,中国地质大学资源学院副教授,主要从事油气田开发工程方面的教学与科 研工作。 ·28· 维普资讯 ,周红:双河油田Ⅷ一Ⅸ油组开发效果评价指标 其中: = 式中:尺一采出程度,%; 一注入倍数;率;6一直线截距; 一累积注水量,万一 原油体积系数;,t。 将(1)式两端求导数, : ×10 (2) 式中 一注入增长率。 注入倍数增长率的物理意义可理解为,每采出 单位数值的地质储量时相应的注入孔隙体积倍数 增长的速度。(2)式表明,注入倍数增长率随采出程 度的增加呈指数上升,符合油藏水淹过程中耗水量 成倍增长的客观规律。 图l 一据Ⅷ一Ⅸ油组的实际生产数据,作出R—系图。由图1可知,R—典型部分,前部分散点图趋势线斜率不变,中间 部分斜率不断增大直到一定值,由此可说明油田采 用的水驱油措施起到较好的效果;曲线的后部分的 斜率有递减的趋势,说明措施效果期已过。 2.2油田存水率 油田注入水地下存水量与累积注水量之比称 为存水率,计算公式如下: E= 式中:一累积注水量,万 ; 一累 积水量,万 。 随着原油采出量的增加,注入水将不断向油井 井底推进,造成综合含水率不断上升,随着注入水 的不断排出,在注入水量一定的情况下,存水率将 越来越小,阶段水驱油效果将不断变差,根据地下 存水率的大小可评价开发效果的优劣。 图2是Ⅷ一Ⅸ油组存水率 一 关系图。由 图2可知江河区Ⅷ一Ⅸ油组到达开发现阶段,存水 率下降,这说明油田油井出水量过大,注水利用率 逐渐下降,油层非均质性已经表现出来,部分油井 含水率过高。累计存水率下降是大部分油田开发 达到中后期的典型特点,这就要求我们应结合地下 地质情况,加强找堵水工作。 图2Ⅷ一.3水驱指数 水驱指数是指油田、区块或开发层系注入水地 下存水量与累积产油量地下体积之比,用公式表示 为: =最 式中:足 一水驱指数,万一累积注水 量,万一累积产水量,万 或万t;,v 一累积 产油量,万t;B。一原油体积系数,m3,油密度,g,水驱指数能够直观地反映注水利用率,该指标 可判断油田采取的各种措施取得的效果。 图3Ⅷ一Ⅸ水驱指数 一图3中Ⅷ一Ⅸ水驱指数 一 关系可以看 出,开发初期水驱指数较低,采出程度到达5%附近 后,曲线斜率明显下降至一定值,采出程度到达 20%后,曲线斜率进一步下降,采出程度上升较快, 说明油田采取的各种措施取得了预期的效果,但采 出程度到达25%后,曲线斜率开始上升,说明措施 效果期已过,应进一步加强防水、堵水工作。 2.4含水率 含水率是油田开发中一个非常重要的指标。 用公式表示就是: ·29· 维普资讯 ,周红:双河油田Ⅷ一Ⅸ油组开发效果评价指标 = 含水率的大小直接影响着开发效果的好坏,也 直接影响着油田的经济效益。根据表1中的数据, 作出含水率 与时间关系曲线可知,开发初期含水 率上升缓慢,之后含水率上升较快,呈直线上升趋 势,1994年后,含水上升率才有所减缓,但含水率已 达到80%以上并继续上升,油田开发已处于高含水 阶段,开发效果明显变差。 2.5含水与采出程度关系 由童宪章的乙型水驱曲线变换公式 (. /(1一 )):7.5( — )+1.69,分别设R =30%、 35%、40%、45%、50%、55%,则理论曲线如图4。从 图4可以看出,目前Ⅷ一Ⅸ油组采出程度约为 27.93%,含水率90.28%,采收率为38%左右,实际 含水与采出程度关系的曲线和理论曲线基本一致, 曲线上有几个含水率缓慢增长阶段,这是因为在这 些阶段进行了综合治理并收到了一定的效果。 碍 * 缸 图4 .6含水上升率与含水的评价 在油田开发中,通常用每采出1%的地质储量 含水率上升的百分数来表示含水上升率: =( 一 )/( 一 2) 而理论含水上升率则采用公式 =17.27× ×(1一 )计算。 ‘ 根据表1中的数据经计算可绘出Ⅷ一Ⅸ油组 含水与含水上升率关系曲线(图5)。从图中可以看 出,实际的散点与理论曲线相差较大。开发初期, 含水上升率上升较快,高于理论值;在含水率10% ~80%之间时,含水上升率不稳定,波动较大。含水 率大于80%以后,含水上升率波动幅度相对较小, 趋于稳定。 2.7注采比及注水利用率 注采比指注入剂所占的地下体积与采出物所 ·30· 占的地下体积之比,而注水利用率为每注入采出的油量,用 表示: 瓣 一 * 托 含水翠(%) E !珂 图5Ⅷ一Ⅸ油组含水与含水上升率关系曲线 =Q。/ 式中Q。一阶段采油量,lO't; 一阶段注水量, lO't 为一无因次量, 值越大,每注就越多,注水利用率就越高。注水初期的油田不 含水,注入1 注水利用率为 1。当油田含水后,注入有一部分随着油采出来,这 些采出来的水是无效的,因此它们是衡量油田注水 效果的指标。图6是由表1中注采比数据绘制的, 从图中可知开发初期Ⅷ一Ⅸ油组注采比较小,注水 利用率较高,说明地层天然能量高,开发效果好;开 发后期,注水利用率低,累计注采比较高。 ● / 一一一一 一一一一一一■●● -●●●●●●●…_ ——一’ ^ 。. 、夫 / -.、·一 ... ’’? · · . ·:.!. 图6 .8波及体积系数 波及体积系数是指天然的或人工注入水波及 到的那部分体积与整个油藏含油面积的比值,以示。一般认为,水驱波及体积系数是反映水驱开 发油田的水淹程度、油田注采系统完善程度及开发 调整效果的一个综合性指标,其值的大小反映了水 驱采收率的高低。从水驱体积波及系数与时间关 系图(图7)可以看出,近几年水驱体积波及系数变 化幅度较小。 2.9水侵量评价 随着油藏的不断开发,地层压力不断下降,边 水或底水就会向油藏内部推进,即发生水侵。水侵 维普资讯 ,周红:双河油田Ⅷ一Ⅸ油组开发效果评价指标 量是一个广义概念,包括侵入油藏的所有类型的 水,即注入水、边水和底水。用态法计算 动态水侵量的公式如下: 垛 燃 蛙 * 一0600 5x~+O.010 55 1 8x+0.107 :()986 7 时删(a) 图7Ⅷ一Ⅸ油组水驱体积波及系数与时间关系曲线 W=B /2.303p。1一 ) =V/2.303 B (1一 ) 则天然水侵量: =中: 一累积注入量;B 一甲型水驱曲线斜率。 j 40O l 20o l 000 嘲600 枷 餐200 H< 0 —20o —60o 一◆ .f)086 .0.571 5~4+13.678,.46297 棚 . ◆ I 片 928 5 1 ./,’\. . 弋 ’ =、. ◆ ◆ 一 5 m’ u : 时间(a) 图8 组天然水侵量与时间关系曲线 从上图看出,天然水侵量出现负值,说明Ⅷ一 Ⅸ油组存在注入水外溢现象,说明存在着明显的无 效注水。 3结论 通过计算双河油田Ⅷ一Ⅸ油组1999年1月至 2002年6月的多项开发指标,以及2002~2004年开 发数据验证,得出结论如下: 注入倍数增长率、存水率、水驱指数、含水率、 含水与采出程度关系、含水上升率与含水率的关 系、注采比及注水利用率、波及体积系数、水侵量等 九项开发指标,可作为双河油田开发效果评价指标 体系。 从以上指标可以看出,双河油田Ⅷ一Ⅸ油组开 发属于正常开发,经综合治理后开发效果变好,但 目前许多措施效果期已过,应进一步加强防水、堵 水工作。 双河油田Ⅷ一Ⅸ油组现阶段产液与注水结构 虽经过多次调整有所改善,仍有不合理的区块。一 方面无效循环严重,另一方面注入水波及面积小, 油井受效差,注入水利用率低。 参考文献 [1]蔡尔范.油田开发指标计算方法[M].东营:石油大学 出版社.1993. [2]秦同洛编著.实用油藏工程方法[M].北京:石油工业 出版社.1989. [3] 郎兆新.油藏工程基础[M].东营:石油大学出版社, 199l [4]童宪章.油井产状和油藏动态分析[M].北京:石油工 业出版社,1981. [5]杨土.水驱砂岩油田开发后期最小地层压力保持水平 的确定——以河南双河油田为例[J].新疆石油地质, 1998(6). [6] 孙健评,徐学品,孙继伟,柏红霞,孙来喜.双河油田开 发后期流动单元划分方法[J].新疆石油地质,1999 (2). [7] 刘铁岭,杨望.水驱砂岩油田开发后期层系转换时机及 条件[J].断块油气田,1999(5). On of X j 30074) is is 6 ts 0.28%,7.96%.9 of to 31 · 8 7 6 5 4 3 2 l 0 0 0 0 n 0 0 n 维普资讯
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