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摘 要：本专题研究表明雁木西油田水驱控制程度和水驱动用程度均比较好，但是由于注水结构不合理导致注水利用率低、平面水驱状况不均衡。采油井产量形势好的主要原因是水驱状况好，产量下降的主要原因是工作制度不合理。根据第三系油藏存在的问题，利用有关公式确定了考虑气体亏空时的平衡注采比和不同注采比下地层压力恢复速度，并进一步确定出不同井组合理注采比范围。根据油藏实际情况，制定了下步调整的方向和技术对策，为油田注采调整、挖掘剩余油指明了方向。
关键词：水驱控制程度 水驱动用程度 平衡注采比 注水利用率 注采结构
雁木西第三系油藏2000年9月水井全面投注后，由于阶段注采比较高，2001至2003年上半年，油藏整体表现出明显的见效特征，日产液量和油量逐步上升，03年下半年至今由于阶段注采比明显偏低，底水上升，产量递减。
一、注采状况分析
1.水驱控制程度分析
从水驱层数上看，所有层均受到水驱，以双向水驱为主，双向水驱占69.0%，多向水驱占14.3%，单向水驱占16.7%。從水驱厚度上看，以双向水驱为主，双向水驱占67.8%，，多向水驱占16.9%，单向水驱占15.4%。
2.水驱动用程度分析
第三系Esh1层水油体积比为34.0，边底水能量比较大，Esh2层水油体积比为5.2，边底水能量比较小。Esh1层驱动方式为注入水推动边水100%处于见效区，Esh2+3仅有5.3%的区域处于未见效区（表1）。
3.耗水指数分析
耗水指数理论图版为一组超凹型曲线，开发初期耗水指数上升缓慢，到开发后期耗水指数急剧上升[1]；当开发达到最终采收率时，其耗水指数相同均为50.235 ；从Esh1、Esh2+3耗水指数与采出程度曲线可以看出，耗水指数偏向Y轴，说明注水利用率低（图1）。
4.井组注采状况分析
第三系Esh1层累计注采比小于1的的井组占60.0%，大于2的井组占20.0%，介于1～2之间的占20%；Esh2+3层累计注采比小于1的的井组占46.7%，大于2的井组占26.7%，介于1～2之间的占26.7%。Esh1目前有60%的井层注采不合理；Esh2+3目前有46.7%的井层注水不合理。
5.剖面动用及地层压力分析
剖面厚度动用Esh1层目前为82.0%，有变好的趋势，Esh2+3层目前为72.0，仍然比较差；剖面层数动用Esh1层历年一直为100%，Esh2+3层为83.3%，有下降趋势。历年单井压力测试表明地层压力在逐年下降。
6.采油井产量变化分析
第三系产油稳定或上升井8口，占50.1%，主要原因是水驱状况好；产油下降井5口，占31.3%，主要原因是工作制度不合理。
雁6-33井2004年5月射Esh2+3（10m）投产。2005年12月调参后，产液量上升后基本稳定，含水上升导致产油量先升后降，06.7参数调小后，含水有下降趋势；动液面先降后升，说明供液充足。雁6-33井受到双向水驱，水驱状况稳定，地层压力保持较好，供液充足（图2）。采油井必须保持合理的工作制度，参数不宜调大，否则会形成水窜，造成含水上升加剧、产油量降低，将会缩短油井采油时间、在油井周围局部形成死油区、影响采收率。
图2 雁木西第三系Esh2+3油水分布图
水驱状况良好生产井具备以下特点：①产液稳定或上升；②动液面稳定或有回升趋势；③含水上升比较缓慢。
雁617井2003年7月射K1（3m）、K2（3m）投产。地层供液不足，地层压力下降，04.5见K2底水。雁617井生产层7、8号层为单向水驱，而且雁616井注水比较晚，水驱状况不均衡导致地层压力持续下降，底水上升，产液量降低。
水驱状况差生产井具备以下特点：①产液量、产油量递减快；②存在底水时易形成底水锥进。
工作制度合理生产井具备的特点：①产油量稳定或缓慢递减；②含水稳定或缓慢上升。工作制度不合理生产井具备的特点：①产油量递减快；②含水上升加剧。
7.小结
通过以上分析，雁木西油田第三系油藏存在的主要问题是：①注水利用率低；②注水结构不合理；③平面水驱状况不均衡；④采油井工作制度不合理；⑤局部生产层物性差且改造困难。
二、合理注采比确定
考虑气体地下亏空时，平衡注采比与气油比的关系式为：[2]
（1）
式中 Bg-气体体积系数，小数；Rp-生产气油比，m3/t；Rsi-溶解气油比，m3/t；
Bo-原油体积系数，小数；ρo-地面原油密度，g/cm3；fw-综合含水，小数；B-平衡注采比，小数。
根据公式（1）绘制出第三系油藏不同生产气油比下平衡注采比与含水之间关系图版（图2）。考虑气体地下亏空时， 第三系油藏在目前含水（48.7%）和生产气油比（15m3/t）下平衡注采比1.14。
图3 雁木西第三系平衡注采比图
利用物质平衡公式（2）[3]绘制出第三系油藏压力恢复图版（图4）
（2）
式中：Ct-综合压缩系数，10-4Mp-1；Ql-油田日产液量，m3；Qe-油田日注水量，m3； -压力变化率，MPa/年；IPR-注采比，小数。
图4 雁木西第三系压力恢复图版
结合第三系油藏实际情况进行了合理注采比确定。
1.第三系油藏在目前生产条件下的平衡注采比为1.14，注采比为1.3时，压力恢复速度0.5Mpa/a。
2.对不同井组配水时，既要考虑注采平衡，也要考虑水井注水层的吸水能力和周围油井对应层的水驱状况。周围油井含水较高时，见水为注入水时注采比在0.8～1.1之间，见水为边底水时注采比在1.3～1.6之间；周围油井产液量低或严重不供液时，注采比在1.5～3.0之间；其它情况，注采比在1.2～1.5之间。
三、下步技术对策
1.进一步完善注采井网
转注一口井，雁610。新钻两口井，雁6-34、雁6-35。利用雁6-34井滚动扩边、落实构造，利用雁6-35井进一步落实构造东翼平台，确定是否钻水平井。
2.调整注水结构
以注水为中心，第三系Esh1、Esh2+3全面分注，实现分层量化注水，做到注够水、注好水，提高注水利用率。
3.合理控制采油井工作制度
抽油井工作制度与含水的变化关系与出水层情况有关：当油层和水层压力相同（或油水同层）时，油井含水不随工作制度而改变；当出油层压力高于出水层压力时，调大工作参数（降低流压、增加液量），将引起油井含水上升；当水层压力高于油层压力时，调大工作参数，将使油井含水下降。从经济观点来讲，对油、水层压力相同或出水层压力高于油层压力的井，在确定工作制度时把产液量增大到设备允许的抽汲量是合理的。
对于雁木西油田采油井，由于存在边底水和平面水驱不均衡易造成底水锥进和单向注入水突进，应控制工作参数不宜调的过大。
4.对采油井采取适当的措施
由于雁木西油田第三系出砂，进行措施时应仔细研究。对雁木西油田采油井历年压裂、酸化、补层、封水等措施进行统计，结果表明无效井次占41.7%。
5.对雁木西油田第三系油藏进行精细油藏描述，充分认识油藏，为下一步挖掘剩余油、提高采收率提供依据。
参考文献
[1] 孙继伟、孙建平、孙来喜等.注水开发油田耗水指数理论图版的制作及应用.新疆石油地质，1998，19（4）：334-335.
[2]何更生.油层物理. 北京：石油工业出版社，1993：113～118.
[3]田晓东，计秉玉，吴晓慧.油井脱气后脱气半径、地层压力分布及平均地层压力的求法.大庆石油地质与开发，1997，16（4）：46～48.
关键词：水驱控制程度 水驱动用程度 平衡注采比 注水利用率 注采结构
雁木西第三系油藏2000年9月水井全面投注后，由于阶段注采比较高，2001至2003年上半年，油藏整体表现出明显的见效特征，日产液量和油量逐步上升，03年下半年至今由于阶段注采比明显偏低，底水上升，产量递减。
一、注采状况分析
1.水驱控制程度分析
从水驱层数上看，所有层均受到水驱，以双向水驱为主，双向水驱占69.0%，多向水驱占14.3%，单向水驱占16.7%。從水驱厚度上看，以双向水驱为主，双向水驱占67.8%，，多向水驱占16.9%，单向水驱占15.4%。
2.水驱动用程度分析
第三系Esh1层水油体积比为34.0，边底水能量比较大，Esh2层水油体积比为5.2，边底水能量比较小。Esh1层驱动方式为注入水推动边水100%处于见效区，Esh2+3仅有5.3%的区域处于未见效区（表1）。
3.耗水指数分析
耗水指数理论图版为一组超凹型曲线，开发初期耗水指数上升缓慢，到开发后期耗水指数急剧上升[1]；当开发达到最终采收率时，其耗水指数相同均为50.235 ；从Esh1、Esh2+3耗水指数与采出程度曲线可以看出，耗水指数偏向Y轴，说明注水利用率低（图1）。
4.井组注采状况分析
第三系Esh1层累计注采比小于1的的井组占60.0%，大于2的井组占20.0%，介于1～2之间的占20%；Esh2+3层累计注采比小于1的的井组占46.7%，大于2的井组占26.7%，介于1～2之间的占26.7%。Esh1目前有60%的井层注采不合理；Esh2+3目前有46.7%的井层注水不合理。
5.剖面动用及地层压力分析
剖面厚度动用Esh1层目前为82.0%，有变好的趋势，Esh2+3层目前为72.0，仍然比较差；剖面层数动用Esh1层历年一直为100%，Esh2+3层为83.3%，有下降趋势。历年单井压力测试表明地层压力在逐年下降。
6.采油井产量变化分析
第三系产油稳定或上升井8口，占50.1%，主要原因是水驱状况好；产油下降井5口，占31.3%，主要原因是工作制度不合理。
雁6-33井2004年5月射Esh2+3（10m）投产。2005年12月调参后，产液量上升后基本稳定，含水上升导致产油量先升后降，06.7参数调小后，含水有下降趋势；动液面先降后升，说明供液充足。雁6-33井受到双向水驱，水驱状况稳定，地层压力保持较好，供液充足（图2）。采油井必须保持合理的工作制度，参数不宜调大，否则会形成水窜，造成含水上升加剧、产油量降低，将会缩短油井采油时间、在油井周围局部形成死油区、影响采收率。
图2 雁木西第三系Esh2+3油水分布图
水驱状况良好生产井具备以下特点：①产液稳定或上升；②动液面稳定或有回升趋势；③含水上升比较缓慢。
雁617井2003年7月射K1（3m）、K2（3m）投产。地层供液不足，地层压力下降，04.5见K2底水。雁617井生产层7、8号层为单向水驱，而且雁616井注水比较晚，水驱状况不均衡导致地层压力持续下降，底水上升，产液量降低。
水驱状况差生产井具备以下特点：①产液量、产油量递减快；②存在底水时易形成底水锥进。
工作制度合理生产井具备的特点：①产油量稳定或缓慢递减；②含水稳定或缓慢上升。工作制度不合理生产井具备的特点：①产油量递减快；②含水上升加剧。
7.小结
通过以上分析，雁木西油田第三系油藏存在的主要问题是：①注水利用率低；②注水结构不合理；③平面水驱状况不均衡；④采油井工作制度不合理；⑤局部生产层物性差且改造困难。
二、合理注采比确定
考虑气体地下亏空时，平衡注采比与气油比的关系式为：[2]
（1）
式中 Bg-气体体积系数，小数；Rp-生产气油比，m3/t；Rsi-溶解气油比，m3/t；
Bo-原油体积系数，小数；ρo-地面原油密度，g/cm3；fw-综合含水，小数；B-平衡注采比，小数。
根据公式（1）绘制出第三系油藏不同生产气油比下平衡注采比与含水之间关系图版（图2）。考虑气体地下亏空时， 第三系油藏在目前含水（48.7%）和生产气油比（15m3/t）下平衡注采比1.14。
图3 雁木西第三系平衡注采比图
利用物质平衡公式（2）[3]绘制出第三系油藏压力恢复图版（图4）
（2）
式中：Ct-综合压缩系数，10-4Mp-1；Ql-油田日产液量，m3；Qe-油田日注水量，m3； -压力变化率，MPa/年；IPR-注采比，小数。
图4 雁木西第三系压力恢复图版
结合第三系油藏实际情况进行了合理注采比确定。
1.第三系油藏在目前生产条件下的平衡注采比为1.14，注采比为1.3时，压力恢复速度0.5Mpa/a。
2.对不同井组配水时，既要考虑注采平衡，也要考虑水井注水层的吸水能力和周围油井对应层的水驱状况。周围油井含水较高时，见水为注入水时注采比在0.8～1.1之间，见水为边底水时注采比在1.3～1.6之间；周围油井产液量低或严重不供液时，注采比在1.5～3.0之间；其它情况，注采比在1.2～1.5之间。
三、下步技术对策
1.进一步完善注采井网
转注一口井，雁610。新钻两口井，雁6-34、雁6-35。利用雁6-34井滚动扩边、落实构造，利用雁6-35井进一步落实构造东翼平台，确定是否钻水平井。
2.调整注水结构
以注水为中心，第三系Esh1、Esh2+3全面分注，实现分层量化注水，做到注够水、注好水，提高注水利用率。
3.合理控制采油井工作制度
抽油井工作制度与含水的变化关系与出水层情况有关：当油层和水层压力相同（或油水同层）时，油井含水不随工作制度而改变；当出油层压力高于出水层压力时，调大工作参数（降低流压、增加液量），将引起油井含水上升；当水层压力高于油层压力时，调大工作参数，将使油井含水下降。从经济观点来讲，对油、水层压力相同或出水层压力高于油层压力的井，在确定工作制度时把产液量增大到设备允许的抽汲量是合理的。
对于雁木西油田采油井，由于存在边底水和平面水驱不均衡易造成底水锥进和单向注入水突进，应控制工作参数不宜调的过大。
4.对采油井采取适当的措施
由于雁木西油田第三系出砂，进行措施时应仔细研究。对雁木西油田采油井历年压裂、酸化、补层、封水等措施进行统计，结果表明无效井次占41.7%。
5.对雁木西油田第三系油藏进行精细油藏描述，充分认识油藏，为下一步挖掘剩余油、提高采收率提供依据。
参考文献
[1] 孙继伟、孙建平、孙来喜等.注水开发油田耗水指数理论图版的制作及应用.新疆石油地质，1998，19（4）：334-335.
[2]何更生.油层物理. 北京：石油工业出版社，1993：113～118.
[3]田晓东，计秉玉，吴晓慧.油井脱气后脱气半径、地层压力分布及平均地层压力的求法.大庆石油地质与开发，1997，16（4）：46～48.