【摘 要】通过对冯家坡油区主力产油层长6油层组一次采油递减规律的分析，能够预测出冯家坡油区产能递减趋势。根据该油区长6油层组油层的油气地质条件和采油成果，对油田开发提出了进行驱动方式、注采井网等等调整分析，明确了油层产能变化和油田发展趋势，对该油区及同类型低渗透油区进行科学合理开发提供了依据和借鉴。
　　【关键词】冯家坡油区；开发动态分析；递减规律；开发调整
　　冯家坡油区位志丹县境内永宁乡冯家坡一带，面积约23km2。该油田自2002年初投入开发，目前已成为重要的产油区之一。冯家坡油区油层为中生界三叠系上统延长组长6油层组，陕北地区延长组低渗透油层开发经验表明，油层产能递减特征明显，投产后高产稳产时间很短，很快进入递减阶段，冯家坡油区长6油层组油层亦属同类。根据一次采油开发动态，当油藏或油井的产能进入递减阶段后，通过对油田已经取得的产能变化数据，对其产能递减规律作出判断，制定和实施油田开发调整的系列对策和措施，以保持长期稳产及持续发展。
　　1.开发动态分析
　　1.1单井采油动态分析
　　在冯家坡油区已有采油井中，分别选择产油量较高、中等、较低的三口井（y851、y850、y853）作为不同产油量油井类型进行产能分析。
　　y851井：初产产量较高，2～3个月后快速递减，约有5个月的较稳定高产阶段，之后的9～25个月递减到一个时间较长的较低产能阶段，递减总幅度为15.8%，月均递减率1.0%。
　　y850井：不具备高产稳产期，始终呈较低产、波动递减状产出态势，4～25个月总递减幅度73.2%，月均递减率3.5%。Www.11665.COm
　　y853井：投产后2～8个月，月产油量较高，之后呈持续递减态势，11～29个月的递减总幅度66.2%，月均递减率3.7%。
　　单井产油量分析表明，高产井产能稳定，高产特点明显，后期产能平稳，递减率较低，从而表明地层能量衰减慢，含油丰度高，驱油动力较强。中、低产井，高产稳定阶段产能特点不明显，后期递减率较大，表明支撑地层产出能量因素在急速变化，与其低渗储层特性有关。
　　1.2递减规律分析
　　当油井的产能进入递减阶段后，为了预测未来产能的变化和最终的开发指标，必须根据已经取得的产能变化数据，对其产能递减规律作出判断。
　　根据油田生产动态数据，对比多种递减分析方法后，选择典型曲线拟合法进行分析。j.j.arps （阿尔浦斯）的三种递减规律（指数递减、双曲递减、调和递减）提供了利用典型曲线和诺模图，确定油、气藏或油、气井的产能递减规律和递减率的大小，以便对未来的动态和可采储量进行有效的预测[1]。上述三口井基本是连续采油生产，根据实际采油数据，恢复到月实际产油能力，采用产能递减分析图解法进行分析。根据产能数据，做产量比qi/q
　　（qi 为初始月产能/q为 t 时月产能）和时间dt（年）双对数图，得到趋势点、线，同确定产量递减规律的典型曲线拟合，以其达到最佳拟合是趋势点、线所在的区间，得出本区的产能递减符合于双曲线递减类型、递减指数。初期6个月左右为指数递减，以后为双曲递减，递减指数n=1.5～5.0（图1）。
　　1.3采油动态分析
　　2006～2008年，该油田先后有84口井投产，年产油量3540.0～25210.0t，2008年开发井数增多，总产油量最高，单井日产2.30～3.38t，月产油50.57～104.17t。单井日产量2003年最高，投产的新井最多。2007～2008年，单井日产油由3.38t下降到2.96t，含水率由36.49%上升到42.84%。可以看出其总产量和单井产量都比较低，整体上亦呈逐渐递减趋势，这主要由地质条件所决定。通过对2006～2008年采油数据的统计、分析，对该油田石油地质储量为 2405 ×104t、可采储量为264.×104t、采收率11%而言，其年采油速度、采出程度都很低。
　　冯家坡油区采出动态表明，开采量的增加主要依赖于寻找较富集的含油区和增加开采油井数，油田整体产能不能保持一个相对稳定的高产稳产阶段，使其油田的经济效益有一定的局限性和风险性。根据油田的储量计算，常规的一次采油、采油速度和采出程度都很低，2006～2008年年采油速度（年采油量/可采储量）0.13～1.44%，采出程度占可采储量的6.37/264=2.4%，占地质储量的6.37/2405=0.26%。因此，保持油田的稳产或者高产是一个突出的问题，通过对油田现有油井的分析研究、优化调整和完善注水、采油

网，实施注水驱油提高采收率，是保证油田效益突出和持续发展的有利开发方式。
　　2.油田开发调整
　　当油田产能递减到不能高效发挥其经济作用时，以原有开发方式不能继续开采，就必须运用现代油藏工程手段，进行有效的油田开发调整工作[2]。利用人工注水保持地层压力，是低渗透性油田驱动方式重大调整的应用，这已在陕北中生界油田取得成功。
　　通过详细研究，冯家坡油区具有进行注水开发、补充地层能量、提高油井产量的开发调整条件。
　　2.1油气地质条件
　　2.1.1长6油层组油层厚度较大，油层比较连续单一，顶、底具有泥岩层遮挡，空间上可比性较强，油层的主体含油层清楚，含油饱和度50～60%，具备注水开发的基本条件。
　　2.1.2采油井均经过较大规模的压裂，对油层造缝波击面积较大，从而为注水驱油提供横向连通条件，对注水有利。
　　2.1.3原油属于低粘度原油，储层润湿性弱亲水，水相占据可不流动的微孔，油相占据可流动的较大孔隙，有利于提高水驱油效率，根据邻区油田相同油层水驱油实验统计：无水驱油效率平均为20.8%，最终水驱油效率平均为47.67%，注水作用明显。
　　2.1.4储层水敏，速敏矿物含量少，注入水对储层的伤害较弱。 　　2.1.5陕北地区对低渗透性油田注水开发已取得成功。
　　2.1.6该油田长6油层组平均孔隙度11.74～13.58%，平均渗透率0.72～0.86×10-3μm2，属于低渗油藏，因此水驱作用相对较慢，要求井距要适当。
　　2.2注采井网部署分析
　　开发调整中首先要解决的问题就是井距和井网的问题，过大的井距不能有效的控制和动用储量，过小的井距注水时可能形成裂缝窜流，影响注水效果，同时也不利于经济开发。开发井网的部署要同时满足有效的控制和动用储量，满足压裂注水开发要求以及采油速度、采收率和经济效益等要求。
　　应用油藏数值模拟对长6油层组选用200m、250m和300m三种井距，其注水开发模拟指标见表1。
　　终采出速度接近于200m的小井距，采油速度适中，综合含水上升较慢；综合分析表明采用250m井距较好。应用综合经济分析法和开发综合经验类比法分析后，亦得出相似结论。
　　而且，注水开发时要进行早期注水，晚注推迟时间越长，效果越差。本区可使用同步注水，及时补充地层能量，保持较高的地层压力，降低产能递减速度。
　　3.油田开发调整产能分析
　　3.1产油井能量分析
　　冯家坡油区长6油层组油层不具备自喷能力，驱油能量比较低，又具有几种不同的能量释放形式，使其在生产过程中产能发生一系列的动态变化。
　　3.1.1油层弹性力驱动阶段
　　投产初期，各井基本具备一个暂短产能较高的（几乎是本井最高的）阶段，时间较短，一般是1～3个月。此阶段基本以油层弹性力驱油为主，并结合部分溶解气膨胀力驱动和气顶压缩气体的膨胀力驱动，油层及其内含的液体都是处在压缩状态下，当油田生产时，底、边水未能及时补充能量，随着油气不断流出，油层压力随之下降，从而引起含油岩层和其中的流体产生弹性膨胀，挤压油层孔隙中的石油流向压力较低的井底，此阶段油层弹性力为主要的驱油动力。
　　3.1.2溶解气的膨胀力驱油阶段
　　投产的第2到第8个月，多数井能保持一个较高较稳定的产能时期，而此时驱油动力主要为溶解气的膨胀力驱动。此时油藏仍然处于较封闭状态，外来能量（如底、边水）未能及时弥补采油过程中所消耗的油层能量。随着油气采出量的增加，油层压力不断下降，开始时消耗油层的弹性能量，当弹性能量释放完，油层压力降到低于饱和压力时，原来溶解在石油中的天然气就开始分离出来，分离出来的气体，体积不断膨胀，携带并驱动油层中的石油流向压力较低的井筒。
　　溶解气驱动油藏的生产特征是油层压力不断下降，油气比迅速上升，当石油中的气体逸出后，油气比又急剧下将，产量在开发初期较短时间内比较稳定，然后很快转为下降。
　　因此，溶解气的驱动在本区采油中，表现为驱动能量较大，产能较高。
　　3.1.3水压驱动和重力驱动阶段
　　本区油井基本是在6～8个月以后，转入较低产阶段，与初产阶段有着明显的产能递减台阶，其以后的产能基本上保持波动变化的较稳定低产期。
　　油井初产阶段，油层弹性力和溶解气膨胀力为主的驱动时期很快过去，以油层水

、底水、边水的水压驱动油藏的方式逐步展开（采出液量的含水率也随之增加，含水率的变化一般决定于油层水含量）。当有外来注入水注入时，水压驱动油藏的生产特点是油层压力、产量和油气比基本保持稳定，具备了这种理想条件的油藏称为刚性水驱动油藏，这正是油藏工程所追求的目标之一。
　　3.2油田产能预测
　　冯家坡油区2006～2008年油实际产量为6.37×104t；2009年，原产油井84口，增加新投产30口，合计114口油井，井月均产能按本区2006～2008年三年单井日均产量2.82t，年采油300天，2009年度油田年产能为114×2.82×300=9.56×104t；2010年产能，在2009年度的基础上，又增加新投产30口采油井，旧井产能有递减因素，但又有50口注水井的投入，因先期注水的增产因素，所以2010年底有144口实际采油井，年产能计算144×2.82×300=12.1×104t；到2010年，二期开发新井基本按计划投产，注水井基本起到水驱作用，水驱增产幅度按2008年度产能的20%增加，该年度的预测产能为12.1+2.42=14.52×104t；此时，油田处于相对稳定高产时期。根据油田递减规律分析，油田总体产能趋势呈双曲递减态势，注水驱油作用（由于长6油层组物性相对差）水驱速度慢，见效等待时间长，增产幅度相对低。但是，经注水开发后，最基本的作用能减缓由于油层低渗透性带来的显著递减速度，使油田总体产能得到提高，可油田总体产能动态变化仍是呈逐步持续递减趋势（图2），这已被陕北地区中生界低渗透油层开发实践所证实。
　　4.结语
　　4.1递减规律分析能够预测出低渗透性油田产能递减趋势和经济开发价值。
　　4.2低渗透性油田利用原始地能驱动，采收率和经济效益都是比较低的。通过对油藏的精细描述和认识，应用注水驱油、优化注采井网、井距等增产措施，恢复和提高油藏压力，增加油藏驱油动力，控制油田的持续递减，达到稳产和增产，从而提高了采油速度，增大了采出程度，从整体上增大油田开发采收率，使油田获取经济效益突出，是低渗透性油田开发切实可行的方法和措施。
　　4.3低渗透性油藏产能递减是共性，在油田开发过程中，应根据油层产出油（水）量、压力等资料，加强油藏研究，采取有针对性的综合调整措施，最终达到提高采收率，使油田长期持续高效开发。
　　参考文献：
　　[1]陈元千，油气藏工程计算方法 北京：石油工业出版社，1992.
　　[2]朗兆新主编，油藏工程基础 北京：石油工业出版社，1993.