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《遼寧化工雜志》2015年第三期

1油藏開發現狀

截止2010年底，共有正常油水井123口（油井85口，注水井38口），開井105口（油井71口，注水井34口），平均單井日產油1.7t，含水83.2%。累積產油306.7×104t，累積注水1156.2×104m3，累積注采比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%，年遞減率9.7%。由于含油性、物性的差異，不同區域開發效果差異較大。南部開發效果最好，采出程度27.2％，綜合含水84.0％，累積產油量占全區的70.1%，目前日產油量仍占全區的57.4%，但由于剖面矛盾突出，油層動用程度偏低，主力層水淹、水竄嚴重，部分區域井網不規則和井況問題導致部分井點缺失，區域含水上升較快，累積注采比只有0.9，年遞減率達到11.5％，采油速度僅0.31%。

2油藏開發效果評價

2.1水驅控制程度與剖面動用狀況分析表1為某井區克上組油藏分區水驅控制程度統計表。新疆某油田某井區克上組油藏井網基本完善，油水井打開程度高，水驅控制程度為82.5%，油藏中部最高為91.3％，南部次之，北部最低。北部水驅控制程度較低的原因是由于油層發育差，油水井注采對應性較差。克上組儲層由于沉積跨度大、沉積厚度大、小層多，非均質嚴重導致油層動用程度較低。從分階段產吸剖面分析，初期主要投產S5+R5，射開油層跨度小、層段少，單砂層產液剖面動用程度30%～40%，動用差異較小，吸水剖面主力和非主力底部的單砂層動用較好，動用程度60%～80%。后補孔S3+S4，射開油層跨度增大，生產層段增多，導致了油藏剖面動用不均、層間矛盾越來越突出，物性較好的主力層S32、S52-2、R5產吸動用程度在40%以上，產液吸水百分比較高，物性相對較差的S31、S41、S51動用程度下降至20%左右，產吸能力明顯下降。從剖面動用狀況分析，產液剖面動用程度大于40%的有6個單砂層，小于30%的有15個單砂層；吸水剖面動用程度大于40%的有9個單砂層，小于30%的有10個單砂層。表2為某井區克上組油藏單砂層剖面動用狀況分級統計表。

2.2注采能力分析南部區域無因次采液（采油）指數在含水80%以前變化不大，進入特高含水期迅速上升，采油指數隨含水上升迅速下降，與理論曲線相比目前產液能力偏低。油藏南部初期吸水能力強，吸水指數為20.09m3/（d·MPa），隨著開發過程中油田污水回注，儲層受到一定程度污染，吸水指數下降較快。另一個原因是油藏提高分注級別后控制物性較好的主力層的注水強度，加強差油層的注水，導致注水井吸水能力下降，目前吸水指數在4.8m3/（d·MPa）左右。

2.3遞減規律分析油藏從1992年開始進入遞減階段，年產油量由高峰時的21.7×104t開始下降，符合指數遞減規律，年綜合遞減率11.3%，該階段遞減較大的主要原因是層間和層內物性差異大導致油井部分層水淹、水竄，含水上升速度過快；自1998年起實施擴邊、分注提級等綜合治理措施，遞減減緩到8.0％左右，遞減曲線見圖1。

2.4含水率變化規律圖2為克上組油藏含水率與采出程度關系曲線。由圖2可得：油藏南部含水初期符合35%的理論采收率曲線，隨著開發時間的延長開發效果有所好轉，1998-2000年進行了西部擴邊，含水有所下降，偏向40%的理論采收率曲線，近幾年含水上升加快，開發效果變差；油藏中部初期由于實行強注、強采的開發方式，水竄嚴重，含水上升不正常，1988年采取隔水、補孔等綜合治理措施含水有所下降，隨著開發時間的延長，含水逐漸上升，偏向27%的理論采收率曲線；北部由于注水后油井見水不見效，水驅效果差，含水受單井影響波動大，總體上在25%～30%的理論采收率曲線之間。

2.5地層壓力分布2010年全區油井測壓18井次，地層壓力18.13MPa，流壓8.81MPa；注水井測壓18口井，地層壓力25.79MPa，流壓30.97MPa，注采井地層壓差7.66MPa，注采流動壓差22.16MPa。平面上地層壓力分布不均衡，油藏南部累積注采比0.9，壓力保持程度較低，僅為77.1％，由南部構造下傾方向的邊水區域向克-烏斷裂段，地層壓力保持程度逐漸下降，克-烏斷裂附近的6個井組平均地層壓力在14MPa左右，壓力保持程度只有65％左右；油藏中部地層壓力較高，地層壓力保持程度為105％；油藏北部注多采少，累積注采比3.5，累積虧空-191.5×104m3，地層壓力保持程度為115％。

3結論

（1）克上組生產層段增多，導致了油藏剖面動用不均、層間矛盾越來越突出，吸水指數下降較快。（2）克上組油藏進入遞減階段后，遞減率符合指數遞減規律，年綜合遞減率11.3%，（3）油藏南部含水上升快，開發效果較差；中部和北部開發效果較好。

作者：胡中英單位：新疆油田公司百口泉采油廠