丰富川油田长2区递减规律分析副本

1、西南石油大学 毕业论文（设计）论文题目：丰富川油田长2区递减规律分析专业：学习层次：班级：学生姓名：工作单位：指导教师：年月日目 录写 作 提 纲······································

2、;···················1内容摘要 ······························

3、;·····························1关键词 ····················

4、·········································1正文 ········&#

5、183;·················································&#

6、183;····21.概 论21.1研的目的和意义21.2国内外现状和发展趋势与研究的主攻方向21.3主要研究内容41.3.1毕业论文(设计)的主要内容:41.3.2解决思路：41.4影响产量变化的主要因素51.4.1井网调整的影响51.4.2增产措施的影响51.4.3注水量变化的影响51.4.4地质因素61.4.5自然递减61.5递递减类型的判断61.5.1判断公式61.5.2判断方法71.6水驱油田产量预测方法71.6.1采油指数递减法71.6.2定液求产法71.6.3灰色模型预测方法81.6.4Arps递减法82丰富川长2区块基本概况82.1区块概

7、况82.2地质概况92.3储层的渗流物理特征92.3.1储层的润湿性92.3.2油水相对渗透率102.3.3驱油效率112.4油藏特征112.4.1油层的纵向分布特征112.4.2油层的平面分布特征112.5地层油物性122.6地层水性质122.7油层分布及油藏类型122.8油田勘探历程132.9油田采用注水补充能量开发142.9.1注水开发142.9.2注水压力142.9.3注水方式152.10油田存在的问题152.10.1自然能量开采递减快，采收率低。162.10.2启动压差及驱替压力梯度大。162.10.3部分井见效缓慢，地层压力分布不均衡。163丰富川长2注水区递减规律分析163.1丰

8、富川长2注水区选井概况163.2典型单井递减规律分析173.3区块综合生产曲线193.4自然递减曲线的拟合213.4.1产量构成情况213.4.2月自然递减的分析213.4.3年自然递减的分析223.5综合递减曲线的拟合223.5.1月产油量曲线图223.5.2年产油量曲线图234丰富川长2区产量递减预测234.1产量预测234.2产量拉平递减分析244.3丰富川长2递减规律分类255丰富川长2区块递减原因分析255.1含水对递减的影响255.2新井投产对产量递减的影响265.3增加措施对递减的影响265.4注水压力对递减的影响276总结28参考文献···

9、3;·················································

10、3;····29写 作 提 纲1概论2.研究区块的基本概况3.选取研究区块具有特征性的递减进行分析4.利用分析结果对全区进行递减预测5.分析全区影响递减的因素6.总结研究结果并提出调整措施内容摘要：中国低渗透油气资源丰富，具有很大的勘探开发潜力。低渗和超低渗油田的产量呈现动态递减趋势,产量递减分析方法一直是国内外学者研究的一个重要课题。本文针对低渗透油藏的基本特性，利用低渗的渗流理论和产量递减方程，分析递减规律，并对产量递减曲线和产量递减预测进行了分析对比。关键词：低渗油藏 产量递减 曲线拟合1.概 论1.1研究的目的和意义产量递减规律的主要用途是油气产

11、量的动态预测和油气藏可采储量的计算，通过建立不同的模型，进一步得到产量递减预测方程。丰富川油田地质勘探始于1957年，1961年6月18日完钻第一口探井。2002年春发现了较好的油层，其油层厚度达14.3米，试油初周月产量达180吨。在此基础上辐射推进，到目前已探明含油面积41.2km2，石油地质储量2200×104t，溶解气地质储量2.58×108m3。丰富川油田油层属于特低渗，油藏以岩性控制为主，仅局部有底水，但不活跃，所以缺乏天然能量补给。用自然能量开发，以弹性溶解气驱为主，油层供液能力不足，脱气严重，油井产能低且递减快，所以自然产能极低。分析丰富川油田递减规律的意义

12、：通过油井视年产量的计算，建立了单井生产过程的理想模型，使人们对于油井产量的变化在宏观上有所了解；使单井数据在不丧失实际意义的情况下，能够较好地满足递减规律分析的需要；通过递减规律分析，求得的递减初期视年产量、视年递减率与递减指数具有较好的代表性，其中单井视年递减率可直接代表同一时期投产的开发区的年递减率，另外根据单井的视年产量与区块内同期投产的油井数可直接估算区块的年产量；根据单井平均视年产量，能够方便地估算出同一时期不同井网密度开发区块的年产量、采油速度与采出程度等。1.2国内外现状和发展趋势与研究的主攻方向油气田开发过程大体可以划分为三个阶段: 产量上升阶段、稳定阶段、产量递减阶段。在递

13、减阶段可以用产量递减模型预测储量和产量。1908年,R.Arnold和R.Anderson首次提出了产量递减的概念,1945年J.J.Arps将其归纳为指数递减、双曲线递减和调和递减等类型。实际上其中的指数递减、调和递减均为双曲线递减的特例。因此,对双曲线递减规律的研究具有普遍意义。一般分析模型都是基于Arps 经验公式。利用油气藏实际生产数据进行双曲线递减规律研究,常用的方法有:试差法、曲线位移法和典型曲线拟合法。其中的典型曲线拟合法基本上都采用了产量(或累积产量)与时间的关系。由于油气藏生产过程中的产量往往波动较大,使计算结果的精度受到影响。目前,在油田中运用最广泛的仍然是Arps递减理论

14、。因为油田现场生产数据显示大部分递减为双曲线递减,所以在讨论Arps公式时主要讨论双曲线模型(当0<b<1时)。但是,该模型也存在弱点,它的递减曲线存在一定范围的弯曲,弯曲度取决于数值b。当累积产量达到最终采收率时,采油速度与累计产量的递减率为零,但对于常规递减速度来说,这个递减率应该是不变的。虽然Arps公式是只与时间有关的达西公式,但用该公式模拟滞后现象时,自变t与指数n没有直接关系,而滞后反应在油藏中经常发生。Arps公式没有考虑这一点,所以Arps公式不能真正地反映油田现场递减曲线。同时,Arps公式能够适用的前提是油田的开采条件一直保持不变,其中包括:井有定压边界;井底压

15、力保持定值;井以固定生产能力或接近某一固定生产能力生产。但是在很多情况下,特别是在非稳定流中,井的有效供油面积在不断增长,因此用Arps公式不能准确预测井的未来产量,有效供油面积必须保持一定或者达到了伪稳定流状态后产量递减分析才能开始。对于产量递减预测,一般方法是根据出现递减阶段的产量数据进行分析, 先得出递减规律, 然后利用该递减规律进行预测。但是对于低渗透油藏,其开发过程基本上没有上产和稳产阶段,只要油藏投入全面开发就会很快进入递减阶段。井距越小、井底压力保持水平越低、裂缝导流能力衰减得越快,地层压力下降越快,产量递减速度越快，所以目前采用一种利用相对渗透率预测产量递减规律的方法。对于异常

16、高压特低渗透压敏油藏注水开发比较困难,一般采用人工压裂依靠天然能量开发。开发过程中一般无法采取注水措施,油井产量受地层能量的衰减、压敏效应以及裂缝导流能力衰减等因素的影响。需要充分考虑上述影响因素的基础上,建立考虑压敏效应和裂缝导流能力动态衰减的流固耦合渗流数学模型, 并开发相应的软件,才能实现产量递减规律的快速预测。目前研究气藏产量递减规律的方法很多，按变量分类可以分为Q-t法、Np-t法、Np-Qt法。如果产量递减变化曲线比较平滑，严格遵守递减方程，那么每种方法所得结果是一致的。影响气井递减状况的因素也很多，地质因素包括岩石类型、储层类型、储层有效厚度、气藏驱动类型、流体性质、气藏构造因素

17、、气藏断层因素等；开发因素包括井网布置、地层能量消耗、气井出水影响、生产制度影响。例如低渗透和特低渗透致密气藏产量变化规律极为复杂，实际生产数据往往比较离散，用不同的变量分析其产量递减规律，有时差异很大；低渗透气藏气井早期产量高，递减快，但随着生产时间的推移，气井产量递减不断减缓，即初始递减率并不是恒定不变的，因此不能简单地用传统的递减分析方法来判定递减类型。从Arps的基本递减规律出发，可以提出一种低渗透气藏递减规律的简单分析方法，得出了低渗透致密气藏气井递减率并非恒定不变，对衰减递减方程进行变形并推导出产量预测模型，对模型中的系数进行修正，使其能很好地拟合实际生产数据。我国存在大量的水驱气

18、藏，其压力及产量动态特征不同于气驱气藏目前对于水驱气藏气井产量递减分析理论与方法的研究，都是基于复合油藏中单相油流动时的产量递减分析理论与方法。今后可以将水气藏考虑为复合气藏，通过建立复合水驱气藏气井量递减的数学模型，计算复合水气藏气井的产量递减曲线来解决水驱气藏中气井的产量递减分析问题。Arps递减规律以前大多是运用于直井生产分析中,很少应用于水平井生产分析中。同时,水平井的井例很少,在实际生产中一般利用产能公式来预测水平井产能, 但公式的推导有一些假设条件,而实际上水平井很难满足这些条件,导致计算的结果有偏差,水平井投产后递减很快,水平井的生产规律难以把握。我们需要从根本的渗流机理上来推导

19、出适用于Arps递减规律的稠油油藏水平井计算条件。同时应当将Arps递减公式进行修正,使它符合其递减规律。1.3主要研究内容1.3.1毕业论文(设计)的主要内容:1）研究丰富川油田长2注水区产量递减的类型；2）预测产量递减；1.3.2解决思路：1）确定产量递减的曲线图先绘制产量与时间的关系曲线，再绘制产量与累积产量的关系曲线，然后选择恰当的标准曲线或标准公式来描述这一段关系曲线（常见的有标准曲线拟合法和坐标变换法），最后确定产量递减的类型2）产量递减预测根据具体的产量数据确定相应的产量公式，计算指定时间的产量和累积产量，并预测最终采收率。3）产量递减分析造成产量递减的原因可能有地质因素，包括：

20、岩石类型、储层类型、储层有效厚度、油藏驱动类型、流体性质、油藏构造因素、油藏断层因素等和开发因素，包括：井网布置、地层能量消耗、气井出水影响、生产制度影响。1.4影响产量变化的主要因素1.4.1井网调整的影响对于具有一定规模的油田，井网以三角形和正方形部署居多。对丰富川油田这种低渗透油层来说，一般连续性差，渗流阻力大，必须缩小井距，加大井网密度，才能提高井网对油层的控制程度，使油井见到较好的注水效果。丰富川油田采用了初期反九点的井网型式，它的优势有三点：一是利用面积井网的开发初期优势，提高开发初期的采油速度；二是可获得较高的最终采收率；三是井网调整有较大的灵活性。所以说井网调整是油田产量大幅度

21、升降的主要因素。1.4.2增产措施的影响大部分低渗透油用的油井原始自然产能很低，甚至没有自然产能。不压裂改造，根本无法投产，更谈不上正常开发。所以，压裂改造是开发低渗透油田的关键性技术措施。对丰富川油田进行压裂改造需要注意以下几个方面:压裂液体系的筛选，是以低伤害、低成本和良好的携砂能力为基础；对压裂支撑剂选择需要测试材料在适当的闭合压力下的破碎度；压裂施工结束后，要快速、连续的排出液体，才能保证压裂质量、提高增产效果的重要的环节；压裂施工参数优选要考虑到油田油水关系复杂，局部存在底边水，同时具有低饱和压力（1Mpa左右）、高含水，非均质性较强等特点。1.4.3注水量变化的影响向油层中注水除了

22、可使油田成为水压驱动，从而提高原油采收率以外，还可以提高油田的开发速度。当油田含油面积很大时，由于外排井的遮挡作用，一般边水影响到的范围是2-3排井，因此，油田内部井排的地层压力将逐渐减少，在保持井底压力一定时，井的产量就减小，因而油田开发速度就低。为了得到较高的采油速度，必须在油藏腰部、中心和边部进行注水。丰富川油田属特低渗透油藏，特低渗透油层渗流阻力大，能量消耗快，油井投产后，压力和产量都迅速大幅度下降，而且压力、产量降低之后，恢复起来十分困难。因此对于低渗透油田必须加强注水管理。1.4.4地质因素油藏类型及各种地质参数对油田产量的影响是持续性的，与各种开发因素混在一起，它直接影响产量递减

23、曲线类型而不会引起产量波动。1.4.5自然递减油田要实现稳产,当年投入的新井和措施增产量必须足以弥补老井自然递减的产量,分析油田自然递减对实现油田稳产具有重要意义,自然递减越大,稳产难度越大。自然递减这一反映油田开发状况的指标,对于不同地质条件的油田,以及处于不同开发阶段的油田其值高低不同。对自然递减的分析就是要明确其影响因素,以及各种因素对自然递减的贡献大小,以便对症下药,采取不同的对策,降低产量自然递减率,达到提高油田开发水平的目的。从单井产量变化原因入手,是分析油田产量自然递减原因的直接途径。油井产量的高低和递减的快慢与油井所处的地下地质条件密切相关,油井开采方式或处于不同的开采阶段,自

24、然递减的主要影响因素不同。处于天然能量开采的油井,自然递减主要受地层能量、生产时率,以及井况等因素的影响。受控注水见效井,油井自然产量由于注水见效、油井含水下降、液量增加、油井减少关停井时间、生产时率提高等可使产量增加。油井自然产量受正常含水上升的影响呈下降趋势,但也会因储层非均质严重,对应水井井况变差等导致含水上升快产量递减加速,油井也会因井况、低能、高含水、转注等原因关井引起产量下降,若注水不够,水井井况因素引起油井液量下降也是影响产量递减的原因。1.5递递减类型的判断1.5.1判断公式在前人研究的基础上，JJArps把油田产量递减规律归纳为三种递减类型，即双曲递减法、指数递减法和调和递减

25、法。Arps产量递减曲线的一般形式为：Q(t)=Qi(1+nDit)-当n值在(0,1)区间时为双曲线递减，累积产量公式为：Np(t)= 1-(1+Dint)当n=0时为指数递减公式：Q(t)=Qie-Dit累积产量公式：Np(t)= 当n=l时，称为调和递减：Qt=Qi(1+Di)-1累积产量公式：Np(t)= ln 1.5.2判断方法目前国内有很多判断递减类型方法，传统的产量变化研究包括物质平衡法、产量递减法等，现代的产量变化研究方法则是依据数理统计，先将曲线方程转化为直线方程，然后通过拟合直线方程，确定递减指数及初始递减率，返回曲线方程，从而建立产量预测的数学模型。先将上式曲线方程改为直

26、线方程：Q(t)=Qi(1+nDit)- n=1+nDit可知 n与t呈直线关系，截距为 1。拟合 nt直线关系,再运用数学逐次逼近法确定n和nDi，然后返回曲线方程模型来预测油田(区块)年产油量。1.6水驱油田产量预测方法1.6.1采油指数递减法一个油田的年产油量可以近似地表示为采油指数和生产压差的关系，因此油田的年递减率可以变成采油指数和生产压差的关系。于是只要统计出采油指数和生产压差随含水的变化规律，就可以计算出年产油量，从而测算出下一年的产量了。1.6.2定液求产法油田的产油量首先在液量和含水上得以体现，因此油田的产油量与产液量之间存在着必然的联系。定液求产法就是首先确定油田的年产液量

27、，然后利用油田年产液量、年均含水和产油量的相互制约关系来预测年产油量。定液求产法有以下几种类型：年产油量迭代法；累积水油比与累积产液量关系统计法；累液、累油与累液关系统计法；累液与累油关系统计法1.6.3灰色模型预测方法把油田的开发过程看作是一个系统，则有许多因素是已知的，如地质储量、含油面积等，也有些因素是未知的，如油藏中油水的相互关系等。因此，油田的开发过程可以看作是一个灰色系统，油田的产量是一灰色变量，产量的预测可以借助灰色理论来求解。由于预测的对象是油田的产量，所以是一元问题。取若干个等间距的灰色量年产油量的过去值组成一产油量数据序列，然后对该序列进行累加生成，得到一个新的生成序列。该

28、生成序列为一递增序列，累加生成的作用是抑制原始序列中随机干扰的影响，加强序列中存在的内在规律。而后对该生成序列建立数学模型，用建立的数学模型进行拟合和预测，最后再作累减运算还原出产油量。1.6.4Arps递减法根据J.J.Arps的产量递减规律，当油藏进入递减阶段后，累积产油量与时间的关系有三种类型:指数递减双曲线递减调和递减。采用双重试凑线性回归法，通过历史拟和求得预测方程厚，即可预测以后任意时刻的产量和累积产量。2丰富川长2区块基本概况2.1区块概况丰富川油田位于陕西省延安市李渠镇丁庄与冯庄附近，南距市区20km，东接姚店油田、西邻长庆油田、南部为川口油田、北与永平油田相邻。地表条件复杂，

29、为黄土丘陵区，沟壑纵横、起伏较大，海拔一般10001200m，。本区气候条件属于大陆性干旱和半干旱气候，年平均温度810，年降水量300600mm，一半以上集中在79月份。210国道经过本区，交通比较方便如下图所示。图2-1 丰富川油田地理位置2.2地质概况本区构造上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中南段，构造形态总体上为一平缓的西倾单斜构造，地层倾角一般小于10，断层不发育圈闭形态为鼻状背斜。长2油层的油藏类型属于中厚层状、边底水驱动、构造岩性油藏。长2油层主要为三角洲平原沉积，主要由分流河道、河漫沼泽、天然堤和决口扇微相构成，其中分流河道和天然堤微相构成该亚相的主体。相亚相微相岩 性 组 合分 布

30、 层 段三角洲三角洲平原分流河道以砂质沉积为主，垂向上具下粗上细的间断性正韵律，发育有波状、板状和槽状交错层理长21-2、长21-3长21-4、长22-2长22-1河漫沼泽沉积物颜色较深，黑灰色泥岩、泥炭较发育，有时夹煤层及洪水成因的纹层状粉砂天然堤以细、粉砂沉积为主，见波状层理及爬升纹层长21-3决口扇以砂质沉积为主，泥质含量较高表2-1 丰富川长2沉积微相分类表该区块长2油层组平均渗透率5.9×10-3m2，平均孔隙度13.4%，平均有效厚度8.5m。长2油层储层岩石的矿物成分成熟度较低，储层岩性细、粘土矿物含量高、以自生粘土为主。在分流河道微相发育的部位，储层物性好，孔隙度和渗

31、透率值均较高，在天然堤微相发育的部位，物性次之，河漫沼泽部位的物性最差。2.3储层的渗流物理特征2.3.1储层的润湿性长2储层的润湿性为亲水，相对水湿85%。井号取样深度（m）层位润湿性岩性备注相对水湿%润湿程度丁96井280.87长2185亲水棕褐色油浸砂岩丁96井表2-2 丰富川油田长2油层储层润湿性测定结果表2.3.2油水相对渗透率选取丁63、丁15等4口井的7块代表性岩心样品，测定了长2油层的油水相对渗透率曲线，分析了不同类型储层的油水相对渗透率与含水饱和度变化之间的关系。研究表明，本区长2油层的油水渗流具有以下特点： 图2-2 丰富川油田长2油层典型油水相对渗透率曲线1）随着储层有效

32、孔隙度与渗透率的增大，束缚水饱和度逐渐降低，由36.8%减小到23.5%。2）随着储层含水饱和度的增高，油水相对渗透率呈现出各自不同的特点。油的相对渗透率急剧下降，曲线斜率较大。水的相对渗透率变化比较复杂，当储层渗透率小于10×10-3m2时，随着含水饱和度的增高，水的相对渗透率缓慢增大，变化幅度较小；当渗透率大于10×10-3m2时，水的相对渗透率先是随含水饱和度增高而缓慢增加，当含水饱和度达到油水两相共渗点之后，水的相对渗透率急剧增大。3）油水两相共渗区间较宽，表明原油在地层中的流动能力较强，虽然随着含水饱和度增高，油相流动受到限制，但仍具有一定的流动能力。2.3.3驱

33、油效率长2油层的最终驱油效率为50%57.7%。随着储层渗透率值增高，最终驱油效率呈线性增大。图2-3 丰富川油田长2油层驱油效率曲线2.4油藏特征2.4.1油层的纵向分布特征由于受地层产状及地貌形态双重因素的影响，长2油层顶面埋深变化较大，总体上具有东浅西深的特点，油藏埋深最浅265m（丁43井），最深775m（丁99井），一般埋深400600m。纵向上，油层分布比较集中，含油井段一般2035m，净总比一般为50%90%，平均为75%。油层的集中程度在空间上存在一些变化，主要受沉积相带、储层物性及非均质性控制，在分流河道发育、储层物性好、非均质性相对较弱的部位，油层分布集中、净总比高，反之油

34、层分布分散，净总比值低。纵向上，油层主要发育在油藏的上部，平均单井钻遇油层厚度10.4m，平均单层厚度2.6m。单层厚度以25m为主，占油层总厚度的53.4%；其次为5m的油层，占油层总厚度的25.1%；单层厚度小于1m的油层占有比例最小，仅占总厚度的3.3%。2.4.2油层的平面分布特征油层的平面分布受构造、沉积相带、物性、储层孔隙结构等多种因素控制。2.5地层油物性本区长2储层具有层内非均质性强、层间非均质性弱中等的特点。层内物性夹层发育，夹层密度与夹层频率都比较大，均质段厚度薄。各砂层间沉积时水动力条件变化相似，物源供应相对稳定，导致渗透率差异不大，表现出弱中等非均质性。油层基本参数见下

35、表2-83：地层温度（）28.9地层压力（MPa）4.62原始含油饱和度（%）48饱和压力（MPa）1.2地层原油粘度（mPa.s）6.6原始气油比（m3/ t）10.2体积系数1.036收缩率（%）3.5地层原油密度（g/cm3）0.825压缩系数（×10-4/MPa）9.4溶解系数（m3.m3/MPa）7.167天然气相对密度1.0018表2-3 丰2099-2井长2油层基本参数表2.6地层水性质本区地层水水型属于CaCL2型，地层水矿化度平均为30958mg/L，氯根含量16469 mg/L。2.7油层分布及油藏类型受地层产状及地貌形态双重因素的影响，长2油层顶面埋深变化大，总

36、体上具有东浅西深的特点，油藏埋深最浅265m（丁43井），最深535m（丰1256井），一般埋深400500m。纵向上，油层分布比较集中，含油井段一般2035m，净总比一般为50%90%，平均为75%。较中高渗储层油藏相比，长2油层的油水布具有自身的特点，自上而下可以分为三带：纯油带、油水过渡带与纯水带，油层主要发育在油藏的上部，平均单井钻遇油层厚度10.4m，平均单层厚度2.6m。单层厚度以25m为主，占油层总厚度的53.4%；其次为5m的油层，占油层总厚度的25.1%；单层厚度小于1m的油层占有比例最小，仅占总厚度的3.3%。平面上，油层集中连片，呈条带状沿北东方向展布，油层主要发育在储层

37、物性好、构造位置相对较高的部位。油层厚度主要以820m 为主，占含油面积的50%左右；其次为48m的范围；小于4m的范围最小，在油藏边部及内部零星分布。在油田中部丰1230鼻状背斜处及东部丁78井附近，油层发育最好，油层厚度大、集中连片，厚度以820m为主；其次为丁96井丁71井、丁72井丁73井及丰1377井丁43井等处，油层厚度以48m为主，分布比较集中；在丁77井、丰1370井、丁56井、丰1361井等所处部位，油层发育最差，厚度一般小于4m，分布零散，呈狭长的条带状。长2油层边底水发育，局部见有夹层水，由于受储层岩性、物性、微观孔隙结构等多种因素影响，不具有统一的油水界面，由东部的76

38、0m（丁76井）降到西部的685m（丰1061井），变化幅度达75m。综合油层分布的控制因素、油层产状及油藏驱动类型，确定长2油层的油藏类型属于中厚层状、边底水驱动、构造岩性油藏。2.8油田勘探历程本区地质勘探始于1957年，1961年6月18日完钻第一口探井（剖-5井），在上三叠统延长组地层中发现了长2油层。之后，又相继完钻了姚38、姚86、姚116、姚117、姚118、姚119等探井，其中在姚38井与姚119井见到了一定油气显示。由于油藏地质条件比较复杂及其工艺条件限制，勘探开发重点一直放在长6油层。1999年底，利用化学勘探的研究成果，部署了两口探井（姚261、姚264），其中姚264井

39、在长2油层见到良好的油气显示，获取油浸级岩心长10.69m，油斑级岩心长2.0m，打开了长2油层勘探开发的新局面。2000年9月，采用比较成熟的水力压裂技术，对姚264等井的长2油层进行了压裂改造，获工业油流，其中姚264井初期日产油5t/d。2001年5月，在完钻51口井的情况下，上报长2油层类探明含油面积21.3km2，石油地质储量829×104t，溶解气地质储量0.58×108m3。之后，在丁2井区内部油层发育好的部位，采用100m正方形井网部署开发井，对长2油层进行注水试采，效果较好。在丁2井区长2油层投入试采开发的同时，加快了对其周边区域的滚动勘探步伐。在丁2井区

40、东部储量边界线以外的区域，先后部署探井30口，其中有28口在长2油层见到了良好油气显示，油层的平面分布比较稳定。在油层得到控制的情况下，采用100m正方形井网、注水开发方式投入开发。丰富川油田自1988年至今已累计上报探明含油面积41.10km2，石油地质储量2029.00×104t，溶解气地质储量1.42×108m3。投产油井1125口，开井1068口，日产油378t/d，年产油15.95×104t，累计产油74.51×104t。2.9油田采用注水补充能量开发2.9.1注水开发丰富川油田属特低渗透油藏，同类油藏实践证明，注水补充能量是开发此类油藏的最佳

41、方式，注水开发方式符合油田稳产和经济效益最优的要求。(1)从试采效果看，油层压裂后虽具有一定的产能，初期单井日产较高（520m3/d），但由于油层埋藏浅，天然能量弱，若无能量补充，产量下降很快，半年后，日产降到初产的三分之一至五分之一，而注水开发可以补充地层能量，保持地层压力，提高稳产年限。(2)丰富川油田储层属亲水性，水敏矿物含量低，油层具有较好的连通性，转注井试注表明，适合注水开发。邻近储层条件类似的安塞油田多年注水开发实践证明，该储层类型的吸水能力是可以满足注水开发需要的。安塞油田长6油层埋深10001300m，孔隙度12.9%，空气渗透率1.184.66×10-3m2，地下原

42、油粘度2.2mPa.s，1987年采用250300m反九点井网注水开发，不压裂投注，注水井井口压力79MPa的情况下，可日注25m3/d。(3)注水可大幅度提高采收率。公式法计算丰富川油田注水采收率平均为21.3。物理模拟水驱油效率为0.50，波及系数选值0.50，则丰富川油田采收率为25%。数值模拟以丰1344-5井附近4个注水井组为基础模型，预测现井网井距下注水开发的采收率为20。与丰富川油田油藏条件接近的安塞油田类储量预测采收率20，据此推测丰富川油田注水采收率可以达到20。2.9.2注水压力注水井最大流动压力一般以地层破裂压力的70%80%为限。丰富川油田原始地层压力2.515.91M

43、Pa，现场油井压裂获得地层破裂压力多为1040MPa，压裂最小工作压力多为415MPa，最大工作压力多为1022MPa，注水井井底压力可达到相应区域压裂最大工作压力范围。油田注水的一般原则是注水压力不能超过油层破裂压力，而对于低渗透砂岩油藏来说，有两种情况要具体对待。一是无天然裂缝而吸水能力特别差的低渗储层，可接近或略高于油层破裂压力注水，使近井地带产生微裂缝，提高油层吸水能力。二是裂缝比较发育的低渗砂岩油藏，注水压力要低于油层破裂压力，并且要控制在裂缝开启或延伸压力之下。为防止油田进入递减阶段后的油水井套损严重及平面层间矛盾加剧，早期应采取有效措施，优化完井方法和固井质量，适应现今地应力状态

44、，合理注采压力系统等多方面综合采取措施。就日常管理而言，控制注水压力是非常重要的。注水压力一般低于破裂压力，否则套损急剧增加。2.9.3注水方式2.9.3.1间歇注水间歇注水（不稳定注水）是一种适用于层状非均质油层的开发方法，其原理是利用注水量或注水压力的波动，在油层中建立不稳定压力降，在不同渗透率小层间产生不稳定交渗流动，并使各小层中的液体重新分布，从而提高注入水在地层中的波及体积。高渗透层导压系数较大，低渗透层导压系数较小。当生产井关井,注水井正常注水时，高渗透层压力传导快，形成高压层，低渗透层压力传导慢，形成低压层。在层间压差作用下，高渗透层的水大量流入低渗透层，并将低渗透层的油排入高渗

45、水淹层，直到压力平衡。当注水井停注，油井生产时，高渗水淹层导压系数大，压力下降快，高渗层首先变为低压层，相反，低渗层变为高压层。这样，在层间压差和毛管压力梯度的作用下，将低渗层的油排入高渗层，并被水驱走，直到压力平衡。这两个过程不断循环，最终使低渗层的油不断进入高渗层并被水驱走。由此可以看出，不稳定注水可有效采出低渗层的原油，并提高水驱体积。2.9.3.2持续注水持续注水方式对于小井距的丰富川油田来说，油井极易水淹，达到极限含水率的年限相对短，采收率较低，因此持续注水不可作为该油田长期注水方式。由于丰富川油田油井投产早于水井转（投）注，注水初期应有一个压力恢复阶段，即可采用持续注水方式一段时间

46、，持续注水时间要视具体井组压力恢复及井组油井含水状况。2.10油田存在的问题由于油层的特低渗，故自然产能极低。2.10.1自然能量开采递减快，采收率低。由于油藏以岩性控制为主，仅局部有底水，但不活跃，所以缺乏天然能量补给。用自然能量开发，以弹性溶解气驱为主，油层供液能力不足，脱气严重，油井产能低且递减快。如丰富川油田丁2井区地层由4.6Mpa降至2.3Mpa时，采出程度仅0.71%,采出1%的地质储量地层压力下降1.94Mpa.2.10.2启动压差及驱替压力梯度大。根据前人研究成果，低渗油田一般呈非达西渗流特征，即存在启动压差。丰富川油田长2油田室内试验、矿场测试资料均表明，次类储层在驱动压差

47、较低时，液体不能流动，只有当驱动压差达到一定的临界值（即启动压差）后，液体才开始流动。根据注水井吸水指示曲线计算，丰富川油田长2油层启动压差为1-10Mpa,一般为6Mpa左右。2.10.3部分井见效缓慢，地层压力分布不均衡。尽管位于砂体轴向裂缝线上的油井在注水3-6个月后即可见到注水效果，丰富川油田目前注水见效程度22.3%,油井产量递减趋于减缓,但油井受效不均衡，部分井见效缓慢。如丰富川油田丁52井，自2002年12月开始注水，虽见效程度达12.3%,但从部分井来看，受效不均衡，西部目前见效程度达8%以上，而东部见效程度仅21%,大部分油井仍未见效，仍处于低压、低产状态。3丰富川长2注水区

48、递减规律分析红色为油井蓝色为水井3.1丰富川长2注水区选井概况丰富川长2注水区工区图图3-1 丰富川长2注水区工区图2000年7月，对已完钻的探井进行试采。丰富川油田与陕北其它油田一样属特低渗油气藏，油井无自然产能，靠压裂改造油层求产。在进行了高能气体爆燃压裂试验投产后单井产量较低，未能达到试采目标。2000年9月至2001年底的压裂试采中，长2底水没有得到有效的控制，勘探试采工作陷入半停滞状态。2002年5月，丁48井、丁46井区域勘探取得重大突破。丁48井压后初产达8t/d，无明水，丁46井高达17t/d，无明水。从而拉开了丰富川长2油层开发的序幕。丰富川长2注水区，自2003年7月以注水

49、开发的方式投入生产，截至到2009年12月，该区共建成油水井112口，其中油井88口，水井25口，如图4-2所示，为不规则方形反九点的井网形式，井网密度84.7口/km2，井距132m。截至到2009年12月，区块月产油477t，月产液1.61×103 m3，月注水量2.79×103m3，综合含水70%，累计产油9.74×104t，累计注水量11.16×104 m3，采油速度为0.9，累积注采比0.94，油藏属于高含水阶段。油藏面积储量油井水井采油速度采出程度综合含水总井开井月产油月产液总井开井月注水（km2)(104t)口口（t)(m3)口口（m3)(

50、%)(%)(%)丰富川1.3757.891884771610252527900.918.670表3-1 丰富川长2注水区开发现状数据表3.2典型单井递减规律分析统计了分析了丰富川长2注水区块88口油井的成产曲线图，曲线图主要呈产量阶梯状下降、产量稳定，产量后期上升三种趋势。分类统计井数（口）比例（%）产量阶梯状下降7383.0产量稳定910.2产量后期上升66.8表3-2 丰富川长2注水区单井趋势分类根据上表可得到，该注水区单井递减曲线也普遍存在阶梯状下降的状况，比例占总井数的83.0%。1372-5井于2003年7月开井，是初始含水的中产井。产量变化异常点少，符合产量阶段下降的规律。图3-2

51、 1372-5井产量递减规律1373-3井于2003年7月开井，是初始含水的中产井。产量变化异常点少，符合产量阶段下降的规律。图3-3 1373-3井产量递减规律1394-1井于2003年7月开井，是中含水的中产井。产量变化异常点少，符合产量阶段下降的规律。图3-4 1394-1井产量递减规律虽然单井没有很好的递减趋势可以拟合，但由于各单井阶梯状下降的阶梯段各不相同，使得区块有明显递减趋势。3.3区块综合生产曲线根据丰富川长2注水区实际动态数据，做出不同开发指标随时间变化的动态曲线。图3-5 丰富川长2注水区生产动态曲线图丰富川长2注水区，从2003年7月投入开发，前4个月产量递减迅速，从投2

52、003年12月开始，由于一批新井的投产，开井数的增加，区块月产迅速回升。之后开井数保持在一个稳定水平，注水井也开始注水以补充底层能量，区块月产油量呈现出比较好的递减趋势。从2007年5月开始，区块含水率显著提高，最高达70%-75%，之后含水也在此水平范围内稳定，区块月产油量也在进一步下降后趋于稳定。后期产量开始降低的主要原因是，随着注水井注水量的增加，部分生产井开始产出注入水，因此产液也有一定程度的增加，随着含水的增加，产油量有下降的趋势，由于区块的边底水特征，生产井见水是后期产量下降的最主要的原因。3.4自然递减曲线的拟合3.4.1产量构成情况通过分别统计措施年产量，老井年井产量和区块年产

53、量，做出下图。图3-6 丰富川长2注水区年产量构成图3.4.2月自然递减的分析月产量变化与时间关系曲线图:图3-7 丰富川长2注水区老井月产量曲线图丰富川长2注水区月产量从投产开始产量持续下降，递减趋势明显，取2003年11月到2009年12月为拟合段进行分析，该趋势最符合指数递减，相关系数为0.98左右,递减公式为：Q=2876.5491e-0.0281t，初始递减产量为2876.5吨， 月自然递减率为2.81%。3.4.3年自然递减的分析老井年产量与时间的关系曲线如下图所示：Q=2.7963e-0.3365tR2=0.9842图3-8 丰富川长2注水区老井年产量曲线图由图可以得出丰富川长2

54、注水区的老井产量从投产半年之后的2004年开始出现明显的递减趋势，取2004年至2009年为拟合段，经拟合指数递减效果最好，相关系数达0.98。递减公式为：Q=2.7963e-0.3365t，初始递减产量为2.796万吨， 自然递减率为33.65%。3.5综合递减曲线的拟合3.5.1月产油量曲线图全部月产量与时间关系曲线如图所示：图3-9 丰富川长2注水区月产量曲线图丰富川长2注水区月产油量曲线图整体就有较好的递减趋势，由于前期的陡降点，选取2004年1月至2009年12月段，经拟合最符合指数递减，相关系数达0.97。递减公式为：Q=2694.8572e-0.0275t，初始递减产量为2694

55、.9吨,递减率为2.75%。3.5.2年产油量曲线图图3-10 丰富川长2注水区年产量曲线图丰富川长2注水区2003年只投产半年，年产油量从2004年开始递减效果很好，取2004年至2009年段，符合指数递减，相关系数达0.99。递减公式为：Q=2.8205e-0.3390t，初始递减产量为2.821万吨,递减率为33.90%。综合丰富川长2注水区的月产量、年产量、半年产量递减分析得，该区块综合递减符合指数递减规律。4丰富川长2区产量递减预测4.1产量预测通过对上述自然递减、综合递减的分析，对丰富川长2注水区年产油量进行了预测，预测结果如下表：序号时间自然递减预测综合递减预测开始递减（年）实际

56、产量（万吨）计算产量（万吨）实际产量（万吨）计算产量（万吨）12004.123.012.803.042.8222005.121.902.001.922.0132006.121.321.431.331.4342007.121.161.021.121.0252008.120.620.730.630.7362009.120.570.520.570.5272010.120.370.3782011.120.270.2692012.120.190.19102013.120.140.13112014.120.100.10122015.120.070.07表3-3 丰富川长2注水区产量预测通过对丰富川长2注水区块的2004-2009的年产油数据进行拟合分析，区块年产油量从2004年开始就出现较好的递减趋势，其规律最符合指数递减规律。在此规律的基础上，分别对自然递减和综合递减进行了今后6年的产量预测。4.2产量拉平递减分