大庆外围低渗透油田产能预测影响因素

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据此建立开发稳定日产量预测方程如下： $ " ! !" % "!& "
影响开发稳定日产油量的因素
本文选取的 ! 个开发区块 （ , 个位于大庆长垣东
/%%3 年 3/ 月
孙彦达 等： 大庆外围低渗透油田产能预测影响因素
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! " #$，采 油 指 数 分 别 为 % " !& $（ ’ ()* ・ + ）和 % " &, ・ ， 比采油指数分别为 % " %&# $（ ・+ ・-） 和 $（ ’ ()* +） ’ ()* ・ ・ 。 % " %&%$（ ’ ()* + -） 注水开发油田注水时机的早晚， 不仅直接影响到地 层压力水平的高低， 而且直接制约了储集层物理性质特 征的变化。榆树林油田扶杨油层选取了 . 块岩样， 在不 同上覆压力下， 进行了岩心有效孔隙度和空气渗透率的 测定实验 （图 & 是其中一块样品的变化曲线） 。
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从以上二式可见， ! . 和 ! / 只受两个阶段生产压 差和供油半径这两个变量的共同作用。探井试油阶段 是短时间的径向流， 达不到稳定的供油半径 （小于稳定 供油半径） ， 相同生产压差下的产量要高于开发井稳定 产量， 因此二者之间没有确定性关系。同理， 一个开发 区探井试油阶段的日产油量与开发稳产阶段的日产油
图!
东 "#$" 井上覆压力与岩心物性关系曲线图
发动态变化， 适时适当地调整注采比， 以提高采油井中 见效井的比例， 延缓油井见水时间， 降低见水井的含水 率， 使油田保持高产稳产。 榆树林油田东区树 &/ 井区油层中部深度 32.2-， 油层平均空气渗透率为 3 " & 5 3% 6 &! 由于油层渗流 -/ ， 阻力大， 油、 水井间地层压力梯度大， 而注水较晚， 多数 井供油不足， 因此将注采比由初期的 3 " . 及时调整到 调整后， 见效井比例由见效前的 301 提高到 #&1 。 & " /， 北区东 3# 井区油层中部深度 30%&-， 油层条件较好 （空 气渗透率为 ! " %% 5 3% 6 &! ， 注水时机又较早， 油、 水 -/ ） 井间地层压力梯度较小， 油井见效程度较高， 当油井产 量较高且有见水趋势时， 将注采比由初期的 3 " # 及时 调整到 3 " /， 见效井比例由初期的 &/1 提高到 ,/1 ， 有 见水趋势的井推迟了见水时间。 此外， 在影响低渗透油田开发效果的因素中， 压裂 改造等增产措施的施工质量和增产效果不可忽视， 油 田开发过程中的管理工作水平也不可忽视。
开发井稳产时的产量预测公式为
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石油勘探与开发 ・ 油田开发与油藏工程
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田或区块的产能 （比采油指数） 变化关系进行评价对 比， 更具有科学性、 合理性和可对比性， 能提高日产油 量预测的精度。 依据 ! 个开发区块的探井试油资料和开发井生产 资料， 采用比采油指数法对开发稳定产能与试油产能 进行回归分析， 得到的相关关系式为：
虚线为包括滞后注水开发区块的回归线； 实线为剔除滞后注水开发区块的回归线
图!
探井试油与开发井稳产阶段的比采油指数关系图
" 油井稳定产能预测方程 影响开发井保持稳产的因素很多， 其中比较重要 的是实施超前或同步注水的开发措施， 以防止储集层 因降压而造成的孔、 渗降低不可逆性， 从而保持较长时 间稳产。从图 & 可见， 滞后注水开发区块的比采油指 数低于正常水平， 明显把关系曲线 （图 & 中虚线） 拉低 了， 而实际上曲线应是上翘的。目前大庆外围油田开 发基本采用超前或同步注水开发形式， 因此建立产能 预测方程时， 仅采用超前或同步注水区块的资料进行 回归分析， 这样不但增强了其趋势一致性 （见图 & 中实 线） ， 而且获得了更加准确的预测效果。其相关关系式 如下： （相关系数为 # ) ((*）
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其 相 关 系 数 为 # ) ((&， 相关性相当好 （见 图 & 虚 线） 。这 ! 个区块的开采层位分属葡萄花油层和扶杨 油层， 地区分属长垣以东和长垣以西， 扶杨油层还采取 了压裂改造增产措施， 但比采油指数总体变化规律非 ［%］ 常一致。这与前面的理论分析完全符合 。
［0］ 量也没有相关关系 （见图 0） 。
开发稳产阶段与试油阶段 产量与产能的关系
裘皮公式是油藏工程中预测油井产量的重要公 式， 但不可预见性因素太多， 尤其要搞清压裂改造后储 集层的物性变化很难， 所以产量预测精度低。然而， 依 据裘皮公式的基本原理， 影响油井日产油量的主要因 素有油层空气渗透率、 原油黏度、 油层有效厚度、 开采 时生产压差以及供油半径， 因此可以从裘皮公式出发， 建立探井与开发井产量之间的关系。 ! 开发稳定产量与试油产量无确定性关系 预测油井产量的裘皮公式为 ! " %!& # ’$ $%!& （ ( + ) ( ,-） ’ (!)*
油井平均日产油仅 / " /$， 小于 / " %$ ’ + 的 程度为 !, " ,1 ， 低效井达 , 口； 当树 #%4#, 井和树 #/4#0 井转注后， 其水 驱控制程度提高到 ,! " 21 ， ! 口可受效井注水受效前 平均日产油 3 " &$， 注水见效后平均日产油 & " ,$， 平均日 动液面回升 .0-。 增油 / " !$， 宋芳屯油田祝三试验区 322% 年含水上升后及时 调整和完善注采系统， 在无注水井的井区转注 3 口井， 在注采系统不完善的井区转注 / 口井， 使全区水驱控 制程度由 ./ " #1 提高到 #/ " 01 。与 & 口转注井连通的 平均日产油 3/ 口油 井 注 水 受 效 后 平 均 日 产 液 2 " 3$， 比注水受效前分别增加 & " #$ 和 / " /$。 . " 3$， % 适时调整注采比以确保合理注采比是保持高 产稳产的必要措施 低渗透油田注水开发即使采取同步或超前注水， 地层压力和产油量仍会有所下降， 因此在注水开发初 期往往采取较高的注采比迅速补充能量， 以减小地层 压力和产油量下降幅度。但在开发过程中， 应根据开
部， 是大庆外围 %, 个已开发的低孔、 低 % 个位于西部） 渗、 低丰度、 低产的 “四低” 油藏中具有代表性的区块。 其中， 开采扶余和杨大城子油层 （以下简称扶杨油层） 的-个 （榆树林油田树 $&、 树 $-、 东 %, 区块和升平油田 （宋芳屯油田祝三试 试验区） ， 开采葡萄花油层的 $ 个 验区、 永 乐 油 田 肇 &(% 首 批 开 发 区 和 新 站 油 田 试 验 区） 。这 ! 个开发区块纵向上砂岩分布零散， 单层厚度 薄， 有效厚度小； 平面上砂岩不稳定， 多为小片状、 条带 状或透镜状砂体。葡萄花油层空气渗透率一般为%# ) % 属低渗透储集层； 扶杨油层空 . %# / $ 0 +# ) # . %# / $" 1& ， 气渗透率一般为 # ) % . %# / $ 0 %# ) # . %# / $" 属特低 1& ， 或超低渗透储集层。 # 合理的井网密度是提高稳定日产油量的基础 对一个油田， 尤其是低渗透油田实施注水开发， 合 理的开发井网密度应适应开发对象的基本地质特征， 使单井控制储量大、 水驱控制程度高。 宋芳屯油田开发最早的宋芳屯开发试验 区 采 用 采油井 &+ -##1 . -##1 正方形井网反九点法注水开发， 口， 注水井 * 口， 水驱控制程度仅为 -% ) $2 ， 注采关系 不协调， 采油速率稳定在 % ) +2 左右仅 & ) +3， 采出程度 只有 %# ) !2 。其后投入开发的祝三开发试验区采用 采油井 +* $##1 . $##1 正方形井网反九点法注水开发， 口， 注水井 &% 口， 水驱控制程度达到 ,& ) *2 ， 注采系统 比较协调， 最高采油速率可达 $ ) #2 ， 而且以& ) #2 以上 采油速率稳产 ,3， 采出程度达到 &# ) !2 。 ! 同步注水或超前注水是保持高产稳产的关键 开发油田应以稳产时间长、 最终采收率高、 投入少 产出高和提高开发总体效益好为目标， 必须使地层压 力保持在原始地层压力附近。注水开发可以使地层压 力保持在一定的水平上， 对于油田高产稳产， 注水时机 是十分重要和关键的， 早注水可以使地层压力保持在 较高的水平， 相应可使油田在一个较高的水平上稳产。 对于低渗透、 天然能量小的油田， 注水时机的选择尤为 重要。 在榆树林油田东区 $ 个开发区块中， 树 $- 开发区 块采取同步注水开发方式， 在保持一定注采比的情况 下， 总压差仅为 / & ) #*453， 油井见水晚， 含水上升速度 慢， 综合含水仅 % ) &2 ， 油井产能较高， 日产油量 * ) +6， 采油 指 数 为 # ) ,%6（ ， 比 采 油 指 数 为 # ) #-7 453・8 ） ・ ・ 。树 $& 和树 $&& 开发区块采用滞后注水 6（ 7 453 8 1） 开发方式， 注水前地层压力下降较快， 后期进行注水， 即使提高注采比， 地层压力恢复也较缓慢， 总压差仍分 别为 / - ) *%453 和 / + ) (&453， 含水上升快， 综合含水 分别为 %, ) %2 和 - ) &2 ， 油井日产油量分别为 + ) & 6 和
对于同一口井， 探井试油阶段和开发稳产阶段储 集层物性和原油性质都不变。若将探井试油时的产量 记为 ! .、 生产压差记为 !& .、 供油半径记为 ( +.， 将开发 井稳产时的产量记为 ! /、 生产压差记为 !& /、 供油半 径记为 ( +/， 则探井试油时的产量预测公式为 !. " %!& # ’$ $%!& . （ ( +. ) ( ,-） ’ (!)*
从实验结果看出， 随着上覆压力从常压逐渐升至 岩心有效孔隙度降至初始状态的 0! " #1 ， 岩心 /.()*， 空气渗透率降至初始状态的 #% " %1 。当上覆压力从 岩心有效孔隙度只能恢复到 /.()* 再降回至常压时， 初始状态的 0, " .1 ， 空气渗透率只能恢复到初始状态 低—特低渗透油田在注水开发过 的 ,. " .1 。这表明， 程中， 注水时机越晚， 地层压力下降幅度越大， 油层有 效孔隙度和空气渗透率下降的幅度也越大； 而随着油 层物理性质变差， 原油的渗流阻力增大， 油井产量递减 的幅度就增大。注水后， 即使将地层压力恢复到原有 地层压力附近， 储集层有效孔隙度和空气渗透率已受 到不可逆的损害， 油井产量的恢复程度仍然很低。正 因如此， 及早采取措施防止地层压力下降特别重要。 只有在同步注水或超前注水的条件下， 尽可能在保持 原始地层压力状态下开采， 才能使油井产量递减幅度 小， 有效改善产量恢复程度。 ! 适时调整和完善注采系统以提高水驱控制程 度是保持高产稳产的有效措施 低渗透油田的基本地质特征决定了油田开发应分 批优选有利开发区， 逐渐扩大开发的范围。因此开发 初期钻井数相对较少， 以后随着钻井数的增加不断加 深认识， 同时根据开发动态资料， 选择适当时机调整和 完善注采系统， 提高水驱控制程度， 这是保持高产稳产 的有效措施。 榆树林油田东块树 &// 井区北部的树 .2—树 #& 排井的东部有 3/ 口油井， 只有 , 口注水井， 水驱控制
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石 油 勘 探 与 开 发 2.3456.78 .92654:3;5< :</ /.=.6528.<3
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大庆外围低渗透油田产能预测影响因素
孙彦达 王永卓
大庆油田有限责任公司勘探部
对油井稳定产能估计过高会造成油田开发失误和 严重损失， 估计过低将导致石油资源和勘探投资的积 压和浪费。大庆油田外围已累计探明的低、 特低渗透 储量目前动用程度尚不足 !"# ， 建立此类经济边际储 量的油井稳定产能预测方程， 对优选开发区块并确保 开发效益非常重要， 对今后类似储量的勘探也是一个 必需的评价参数。 本文根据大庆油田外围 $ 个开发区的实际资料， 重点研究了开发井稳定日产量与探井试油日产量、 开 发稳定产能与试油产能的相关关系， 建立了产能预测 方程， 并根据开发实践， 进一步探讨提高稳定产量、 延 长开发稳产期的主要技术措施。
图! 探井试油与开发井稳产时日产油关系图
" 开发稳定产能与试油产能相关性好 同一开发区， 除生产压差和供油半径这两个变量 不同外， 探井和开发井的油层有效厚度也不一样。在 理想状态 （储集层横向均质， 原油性质不变） 下， 在开发 稳产时， 由于井网密度一定， 供油半径可近似认为是一 个恒定值。因此可以通过比采油指数来消除生产压差 和有效厚度的影响。探井试油时和开发稳产时的比采 油指数分别为： %!& # ’$ $ ". " ’ ( )* ! （ ( +. ) ( ,-） 二者比值为 （ ( +/ ) ( ,-） "/ " )* （ ( +. ) ( ,-） )* ". 在探井试油的供油半径也达到瞬时稳定状态的情 况下， 此比值接近常数， 即"/ 与 ". 理论上呈线性相关 关系。虽然实际生产中影响产能的因素很多， 难以达 到理想状态， 此比值不可能是一恒定常数， 但这种变化 规律不会改变， 仍应具较好的相关关系。因此， 根据油 %!& # ’$ $ "/ " ’ ( )* ! （ ( +/ ) ( ,-）