油藏非均质性对油田开发的影响

油藏非均质性对油田开发的影响
【摘要】安塞油田m区块的非均质性具有从均质到非均质的渐变性，为了提高油藏水驱效果，从油田开发的角度，研究了不同非均质性储层下的递减率、开发技术政策，得出了不同非均质下油田开发中应采取不同的对策，从而提高水驱效果。

【关键词】非均质性油田开发
1 概述
m油田位于西倾的伊陕斜坡中部，油藏埋藏浅，渗透率低，水饱高，单井产能低，是典型的“三低”油藏。

不同区域具有不同的非均质性，控制着不同的注采关系，在油藏开发中亦需要采取不同的对策，以达到最佳开发效果。

2 非均质性研究
2.1 剖面非均质性
该油藏是一个处于一个西倾单斜背景之上鼻隆构造，平均埋深930m，从西到东，油藏埋深变浅，压实作用对储层的影响逐渐减小，渗透率逐渐增大，非均质性逐渐减弱（表1）。

2.2 平面非均质性
平面非均质性采用聚类分法，对该区内的井以kh值、砂地比、孔隙度和油井初期含水为聚类标准进行聚类分析后得到平面非均
质性分布图，平面非均质性主要受沉积相的影响，在沿着分流河道方向（北东-南西向）形成一系列不同类的区域。

3 非均质性对油田开发的影响
平面非均质性在油田开发中，主要影响流体渗流方向，从开发的角度上讲，影响着注入水推进方向，对油井来说，则是油井的见效方向，见效后产量的变化等情况。

3.1 对见效方向的影响
统计该区油井见效情况，发现见效油井方向与油井所处的位置有关，见效井主要分布于油藏中部。

其中，不同区域反映出不同的特征。

东部区域见效油井呈点状分布在注水井的周围，表明注入水推进时是均匀向各方向推进的；中部区域油井见效主要有两个方向，分别是东西方向与北东南西方向，这两个方向一个是砂体走向，一个是储层的层理走向，表明水驱方向受沉积环境控制；西部区域油井见效方向性更为明显，主要是北东南西向，表明水驱状况受沉积相和储层物性的控制更加严重，水驱效果也相对较差。

3.2 对见效后产量的影响
采用油藏工程方法，对该油田东、中、西部的含水与平均单井累积产油量的关系、递减情况进行分析。

该油田含水上升规律表出现均为凸型水驱特征规律，每个区域分为见效井与未见效井进行分析，三个区域出现明显的差异。

东部见效油井最终累积采油量（含水为98%时）为未见效油井的10倍。

从递减率上看，见效井的未见效井产量均随时间呈指数变化，未见效油井的月递减率是见效油井的7.4倍；而中部见效油井的含水与平均单井累积产油关系主要表现为凸型，初期含水上升速度较快，之后逐渐减小。

见效油井含水上升速度整体比不见效油井含水
上升速度慢，从含水与累积产油关系曲线看，见效油井平均单井累积产油量可达1.2×104t，未见效油井平均单井累积产油只有0.8×104t，表明油井见效后，受注入水影响，平均单井可增产0.4×104t；从递减率曲线上看，未见效井递减率是见效井递减率的4.2倍；西部见效油井的含水与累积产油关系主要表现为凸型，初期含水上升速度较快，之后逐渐减小。

从含水与累积产油关系曲线来看，见效油井平均单井累积产油量为0.55×104t，未见效油井平均单井累积产油只有0.12×104t，从递减率来看，在正常情况下，未见效井的递减率是见效井递减率的2.7倍。

从该油田的东部→中部→西部油井见效后产量变化及含水变化
来看，随着埋深的增加，储层非均质性变强，见效方向逐渐变得单一，见效井的递减与未见效井的递减差别也逐渐变小，可采储量差别也逐渐变小，表明从东到西，水驱状况逐渐变差。

3.3 对开发技术政策的影响
油藏水驱状况的好坏，最后决定了油田开发过程中所采用的开发政策，比如，如果剖面非均质性较低，那么，相应的射开程度降低，也会达到较好的效果；水驱方向均匀，采用的注采比也会增大，以提高采油速度；不同水驱方向，采用不同生产压差，控制适当的注采压差，以减少残余油等，都会产生重要的影响。

3.3.1？非均质性与射开程度的关系
为了弄清不同区域的射开程度，我们可以统计射程度与动用程度的关系，结论如下：
东部射开程度与动用程度关系不明显（图2），中部、西部（图3图4）吸水厚度与射开程度成正比，但中部关系没有西部关系密切（相关系数低）。

表明，油藏从东到西，随着非均质性的增强，射开程度与水驱储量动用程度关系逐渐变得密切。

？3.3.2？非质性与注采比的关系
在油田开发过程中，为了防止注入水突进，导致油井含水上升，增加残余油，应采用合适的注采比。

根据物质平衡法可得：
（式中，dp/dt为压力变化速度，ipr为注采比，ql为产液量，qs为水侵量，c1为综合压缩系数），可知，压力变化速度与ipq是成正比关系的。

我们可以做出不同区域内测压井的压力变化速度与对应水井所在的井组的注采比进行统计，可得到，不同区域内注采平衡时的注采比的数值。

从图上可知（图5图6图7），从东到西，该油田注采平衡时的注采比是逐渐减小的（dp/dt=0时，注采比分别为1.18，1.14，1.09）。

表明，随着非均性增强，水驱方向变得单一、水驱波及体积逐渐减小，从而，造成开发过程中，注采比也需减小。

3.3.3？非均质性与生产压差的关系
在相同的压力下，过大的生产压差是引起注入水突进的另外一个重在因素，洗油效率大大降低，而降低采收率。

根据达西公说，公式左边为比采液指数，右边是一个等价于一个与地层渗透率、流体粘度、渗流半径有关的数，因此，可认为，相近的比采液指数具有相近的渗流状态，统计相近的比采液指数的井的生产压差与采油强
度，可得到合理的生产压差。

分别统计东部，中部及西部相近的比采液指数的井的生产压差与采液强度的关系，可得到：该区东部油井储层平面非均质性接近、污染程度接近，日产液与生产压差成正比，而日产油与生产压差的关系上看，生产压差在3.0-4.5mpa时，油井产量最高，低于3.0mpa 时，油井产液量过低，使油井产量过低；高于4.5mpa时，油井含水上升过快引起油量下降；中部按比采液指数分类后分别讨论生产压差情况，当油井含水低于60%时，中部合理的生产压差在
5.0-
6.0mpa之间，当油井含水高于60%时，应放大压差生产；西部不与底水接触井的合理的生产压差在5.0-6.0mpa之间，对西部与底水直接接触油井合理的生产压差为2.0mpa左右。

4 结论
（1）非均质性与油藏埋深有关，随着油藏埋深的增加，非均质性增强；
（2）非均质性通过影响注入水推进方向影响波及体积，从而进一步影响开发效果。

（3）一般来说，非均质性越强，油田开发过程中，所能采用射开程度越高，注采比越低，生产压差越低。

参考文献
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[2] 董桂玉，何幼斌，徐徽.石油天然气学报.储层宏观非均质性
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