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[摘 要]利津油田利7块构造位置属利津凹陷北部斜坡利津断裂带，是一个被断层复杂化的高渗透、中低粘度、低饱和度、强亲水的层状砂岩构造断块油藏。本文的重点是针对高渗透水驱水驱油藏能量保持与利用研究，为了改善水驱开发效果，通过开发效果评价和开发历程分析，找到存在的矛盾问题，提出改善开发效果的挖潜方向。在此基础上提出合理注采比、合理压力保持水平、合理生产压差、油井最大产液量等。
[关键词]高渗透 能量保持 注采比 压差
中图分类号：TE34 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）06-0394-01
一、油藏地质概况
利7断块含油层系沙二段，含油面积5.5km2，地质储量是1212×104t，标定采收率48.5%，可采储量588×104t，油层埋深2040-2200m，共分五个砂层组15个含油小层，油层岩性为粉砂、细砂岩。该区1979年进行开发准备，1980年编制开发方案后利7块投入开发，1980年2月转入注水开发。
1、储层沉积类型及主要物性特征
沙二段储层，孔隙度大渗透率高，为高渗透油层，3口井分析孔隙度352块样品，孔隙度在16.2-34.3%，平均30.1%，渗透率分析296块样品，渗透率值在6.0-22311.0×10-3um2，平均为1880.0×10-3um2。储层非均质性：沙二段储层，渗透率级差高达3718.5倍，突进系数11.9，均质系数0.1，变异系数1.4，说明储层-非均质性比较严重。
2、流体性质
利7块沙二段油藏属于低饱和压力中低粘度油藏类型。流体性质。利7块沙二段地下原油密度0.8g/cm3，地面原油密度0.87-0.88 g/cm3，地下粘度4.32-9.0mPa？s，（储量加权）平均6.5mPa？s，地面粘度20-40mPa？s；地层水矿化度5000-8000mg/l，氯离子为1000-2500mg/l，S042-为0mg/l，水型为NaHCO3型；天然气密度0.729 g/cm3，甲烷含量84%。地下油水粘度比15.116。
3、油藏性质与天然驱动类型
利7块原始地层压力21.5MPa，压力系数1.0，饱和压力10.08MPa，原始地饱压差达11MPa，有较充足的弹性能量，油层温度85℃，属常温常压油藏。断块边水体积小，尤其对内部油井边水很难影响到。试采井生产情况说明，利7块弹性产率较低，利7井于1979年1月25日投产，原始地层压力20.92MPa，1980年2月地层压力20.02MPa，压降0.9MPa，累积产油8600t，弹性产率9555.6t/MPa，折算采出百分之一的地质储量，地层压力下降5.8MPa，弹性产量比0.419，属于天然能量弱的油藏。
二、阶段产液状况和注水状况分析
稳产阶段
时间由1986年至1996年为稳产阶段，该阶段年产液量由46.37×104t上升到136.27×104t，上升193.9%。在稳产阶段含水由36.3%上升到86.5%，该阶段每采出1%地质储量含水上升率2.24%，阶段采出油量271.897×104t，阶段采出程度22.43%，阶段平均年采油速度2.0%，阶段末地层压降6.4MPa。
递减阶段
时间从1997年至今为递减阶段，该阶段年产液量由116.6×104t下降到61.31×104t，下降了47.4%。在递减阶段含水由86.5%上升到92.4%，阶段含水上升率0.76%，在该阶段采出油量93.8614×104t，采出程度7.74%，平均年采油速度0.77%，阶段末地层压降8.2MPa。
历年投产井产液结构状况分析
以利7断块区利21块为例，1988年以来油井生产层位结构特点划分，分为合采井、主力层合采井、非主力层合采井、主力层单采井、非主力层单采井五种构成，合采井数长期占开井数的50%以上，月产液量比例长期占60%左右，月产油量比例也是长期占60%左右。由此证明该块大约50%的油井层间潜力没有发挥出来，具有明显细分层系开发的潜力。对利7断块区统计绘制了采液强度与生产层数关系图，关系表明合采层数越多采液强度越小。
三、地层能量保持和利用状况分析
地层能量保持状况分析评价是通过评价地层压降大小来实现的。利7块地层压力下降明显，注水量下降造成地层能量不充足，地层压降较大，目前达到8.2兆帕，注采比失调。
3.1 存水率评价
存水率是用来评价注水开发油藏注入水利用效率的一种矿场统计方法。该方法是将油藏某一阶段的注水量与产出水量之差，除以这一阶段注水量之比值。
3.2 水驱指数评价
水驱指数也是用来反映和评价水驱油藏注水效率的又一种矿场统计方法。该方法是将油藏某一阶段的注水量与产出水量之差除以该阶段产出油量的地下体积之比值。其实质是反映水驱油藏在各个时期每采出单位地下体积之原油所需耗费注水量的倍数。
3.3 合理注采比的确定
水驱开发油藏开采的动力是注水，注水是油井生产时保持地层能量的保障，因而地层压力升降与注采比有直接关系。合理注采比的确定方法，就是利用计算的地层压力求取年地层压力升降值与年注采比绘制关系图，建立相关关系式，根据关系式可以求取平衡压力下的注采比和所需的注采比。
根据利7断块历年单元平均平均流压和平均生产压差计算结果表内容，绘制利7断块年注采比与年地层压力变化关系图。可以看出，年注采比保持在1.01时地层压力可保持稳定，这也反映了利7断块天然能量弱，基本上没有边水侵入的这一状况；当年注采比达到1.17时地层压力可上升0.5MPa；当年注采比达到1.32时地层压力可上升1.0MPa。
3.4 平均单井最大产液量预测
利用最大生产压差确定抽油井的单井最大产液量的原理：各种泵径抽油井的最大产液量是指在实际可能达到的最大生产压差条件下的理论排量。它要求泵效较高，应是实际可能达到的最高泵效；泵下入到最大深度；依照实际情况选用可能达到的较大的工作参数。根据利7块目前实际开井情况计算平均单井最大产液量，计算结果如下：
3.5 合理提液时机
水驱开发油藏在开发过程中，应考虑合理提液时机。对于利津油田利7块理论上提液的合理时机在含水80%，就目前含水92.7%看，采液比采液指数基本处在大幅增长的拐点，理论上正是处在适合提液的合理时机。目前产液结构情况下，考虑到地层的压降和动液面情况，不利于提液。因此要适当提高注采比来加大注水量，恢复地层能量，以此提高油井的供液能力，方可以实现产量回升。
四、利7断块沙二段油藏挖潜方向
通过分析研究确定油藏挖潜总体方向就是逐步强化的开采手段，不断改善水驱效果，实现长期低速稳产。
一是层系细分、分层注入或开采，减少层间干扰，强化单油层的开采，充分动用所有油层。
二是加密井网，提高井网对油层的控制程度，平面上强化油层每个部位的开采，最大限度地提高油层波及体积，提高油田采收率。
三是强化注采系统，如注水油田，由边外注水向边内注水转变，由行列注水向面积注水转变，由注采井数比1∶3反九点注水向注采井数比1∶1的五点法面积注水转变。
四是加大生产压差采油，在条件允许的情况下，尽量提高注入井的井底压力，降低采油井的井底流压，使油井保持足够大的生产压差。
总之，开发模式可归纳为以下五句话：开采对象由易到难，开发层系由粗到细，开发井网由稀到密，注采系统由弱到强，生产压差由小到大。
参考文献
[1] 胡见义.中国陆相石油地质理论基础.北京：石油工业出版社，1991：268～321.
[2] 窦松江.复杂断块油藏剩余油分布及配套挖潜对[J]石油勘探与开发.2013，30（5）：90～93.
[关键词]高渗透 能量保持 注采比 压差
中图分类号：TE34 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）06-0394-01
一、油藏地质概况
利7断块含油层系沙二段，含油面积5.5km2，地质储量是1212×104t，标定采收率48.5%，可采储量588×104t，油层埋深2040-2200m，共分五个砂层组15个含油小层，油层岩性为粉砂、细砂岩。该区1979年进行开发准备，1980年编制开发方案后利7块投入开发，1980年2月转入注水开发。
1、储层沉积类型及主要物性特征
沙二段储层，孔隙度大渗透率高，为高渗透油层，3口井分析孔隙度352块样品，孔隙度在16.2-34.3%，平均30.1%，渗透率分析296块样品，渗透率值在6.0-22311.0×10-3um2，平均为1880.0×10-3um2。储层非均质性：沙二段储层，渗透率级差高达3718.5倍，突进系数11.9，均质系数0.1，变异系数1.4，说明储层-非均质性比较严重。
2、流体性质
利7块沙二段油藏属于低饱和压力中低粘度油藏类型。流体性质。利7块沙二段地下原油密度0.8g/cm3，地面原油密度0.87-0.88 g/cm3，地下粘度4.32-9.0mPa？s，（储量加权）平均6.5mPa？s，地面粘度20-40mPa？s；地层水矿化度5000-8000mg/l，氯离子为1000-2500mg/l，S042-为0mg/l，水型为NaHCO3型；天然气密度0.729 g/cm3，甲烷含量84%。地下油水粘度比15.116。
3、油藏性质与天然驱动类型
利7块原始地层压力21.5MPa，压力系数1.0，饱和压力10.08MPa，原始地饱压差达11MPa，有较充足的弹性能量，油层温度85℃，属常温常压油藏。断块边水体积小，尤其对内部油井边水很难影响到。试采井生产情况说明，利7块弹性产率较低，利7井于1979年1月25日投产，原始地层压力20.92MPa，1980年2月地层压力20.02MPa，压降0.9MPa，累积产油8600t，弹性产率9555.6t/MPa，折算采出百分之一的地质储量，地层压力下降5.8MPa，弹性产量比0.419，属于天然能量弱的油藏。
二、阶段产液状况和注水状况分析
稳产阶段
时间由1986年至1996年为稳产阶段，该阶段年产液量由46.37×104t上升到136.27×104t，上升193.9%。在稳产阶段含水由36.3%上升到86.5%，该阶段每采出1%地质储量含水上升率2.24%，阶段采出油量271.897×104t，阶段采出程度22.43%，阶段平均年采油速度2.0%，阶段末地层压降6.4MPa。
递减阶段
时间从1997年至今为递减阶段，该阶段年产液量由116.6×104t下降到61.31×104t，下降了47.4%。在递减阶段含水由86.5%上升到92.4%，阶段含水上升率0.76%，在该阶段采出油量93.8614×104t，采出程度7.74%，平均年采油速度0.77%，阶段末地层压降8.2MPa。
历年投产井产液结构状况分析
以利7断块区利21块为例，1988年以来油井生产层位结构特点划分，分为合采井、主力层合采井、非主力层合采井、主力层单采井、非主力层单采井五种构成，合采井数长期占开井数的50%以上，月产液量比例长期占60%左右，月产油量比例也是长期占60%左右。由此证明该块大约50%的油井层间潜力没有发挥出来，具有明显细分层系开发的潜力。对利7断块区统计绘制了采液强度与生产层数关系图，关系表明合采层数越多采液强度越小。
三、地层能量保持和利用状况分析
地层能量保持状况分析评价是通过评价地层压降大小来实现的。利7块地层压力下降明显，注水量下降造成地层能量不充足，地层压降较大，目前达到8.2兆帕，注采比失调。
3.1 存水率评价
存水率是用来评价注水开发油藏注入水利用效率的一种矿场统计方法。该方法是将油藏某一阶段的注水量与产出水量之差，除以这一阶段注水量之比值。
3.2 水驱指数评价
水驱指数也是用来反映和评价水驱油藏注水效率的又一种矿场统计方法。该方法是将油藏某一阶段的注水量与产出水量之差除以该阶段产出油量的地下体积之比值。其实质是反映水驱油藏在各个时期每采出单位地下体积之原油所需耗费注水量的倍数。
3.3 合理注采比的确定
水驱开发油藏开采的动力是注水，注水是油井生产时保持地层能量的保障，因而地层压力升降与注采比有直接关系。合理注采比的确定方法，就是利用计算的地层压力求取年地层压力升降值与年注采比绘制关系图，建立相关关系式，根据关系式可以求取平衡压力下的注采比和所需的注采比。
根据利7断块历年单元平均平均流压和平均生产压差计算结果表内容，绘制利7断块年注采比与年地层压力变化关系图。可以看出，年注采比保持在1.01时地层压力可保持稳定，这也反映了利7断块天然能量弱，基本上没有边水侵入的这一状况；当年注采比达到1.17时地层压力可上升0.5MPa；当年注采比达到1.32时地层压力可上升1.0MPa。
3.4 平均单井最大产液量预测
利用最大生产压差确定抽油井的单井最大产液量的原理：各种泵径抽油井的最大产液量是指在实际可能达到的最大生产压差条件下的理论排量。它要求泵效较高，应是实际可能达到的最高泵效；泵下入到最大深度；依照实际情况选用可能达到的较大的工作参数。根据利7块目前实际开井情况计算平均单井最大产液量，计算结果如下：
3.5 合理提液时机
水驱开发油藏在开发过程中，应考虑合理提液时机。对于利津油田利7块理论上提液的合理时机在含水80%，就目前含水92.7%看，采液比采液指数基本处在大幅增长的拐点，理论上正是处在适合提液的合理时机。目前产液结构情况下，考虑到地层的压降和动液面情况，不利于提液。因此要适当提高注采比来加大注水量，恢复地层能量，以此提高油井的供液能力，方可以实现产量回升。
四、利7断块沙二段油藏挖潜方向
通过分析研究确定油藏挖潜总体方向就是逐步强化的开采手段，不断改善水驱效果，实现长期低速稳产。
一是层系细分、分层注入或开采，减少层间干扰，强化单油层的开采，充分动用所有油层。
二是加密井网，提高井网对油层的控制程度，平面上强化油层每个部位的开采，最大限度地提高油层波及体积，提高油田采收率。
三是强化注采系统，如注水油田，由边外注水向边内注水转变，由行列注水向面积注水转变，由注采井数比1∶3反九点注水向注采井数比1∶1的五点法面积注水转变。
四是加大生产压差采油，在条件允许的情况下，尽量提高注入井的井底压力，降低采油井的井底流压，使油井保持足够大的生产压差。
总之，开发模式可归纳为以下五句话：开采对象由易到难，开发层系由粗到细，开发井网由稀到密，注采系统由弱到强，生产压差由小到大。
参考文献
[1] 胡见义.中国陆相石油地质理论基础.北京：石油工业出版社，1991：268～321.
[2] 窦松江.复杂断块油藏剩余油分布及配套挖潜对[J]石油勘探与开发.2013，30（5）：90～93.