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82PEOffice软件在编制典型区块综合治理方案中的应用王卫学（大庆油田有限公司第四采油厂）摘要：大庆油田E区块已进入特高含水期开发阶段，“控水挖潜”已成为开发调整的重要工作。根据实际生产、科研的需要，结合PEOffice软件编制了该区块的综合治理方案，实施综合调整，改善区块开发效果。该软件为制定区块的综合调整方案及开发指标预测提供了一定的支持，一定程度上提高了工作效率。关键词：控水挖潜动态分析综合治理软件应用1区块概况E区块位于C区西部，北起B区三排，南至D区一排，东与杏北X#、Y#断层相邻，西以杏北Z#断层为界，是一个封闭性较好的开发区块。油藏埋藏深度847.8~1202.3m，平均油层含油井段长度217.8m。区块东部构造较平缓，西部构造相对较陡，构造高点F井区，闭合高度35m。该区自上而下发育101个沉积单元，平均单井钻遇总层数73个，平均钻遇砂岩总厚度70.2m，有效厚度27.1m。其中，葡Ⅰ1-3主力油层发育9个（葡Ⅰ31只在D区一排钻遇），非主力油层发育92个。萨、葡、高油层属于同一水动力系统，原始地层压力为10.68MPa，原始饱和压力为6.67MPa，原油性质属于低含硫、高凝固点的石蜡基原油。区块含油面积5.98km2，地质储量2059.73×104t，可采储量1120.49×104t。图1E区块井位图1.1开发简况截止2005年12月底，该区块共有油水井176口。其中采油井107口，注水井69口。日注水4787m3，核实日产油353t，综合含水91.61%，采油速度0.67%，注采比1.102，自然递减率15.12%，综合递减率14.26%。全区地层压力9.32MPa，总压差-1.27MPa。83表1E区块2005年12月开发指标油井井数（口）日产液（t）日产油（t）含水（%）水井井数（口）日注水（m3）注采比递减率自然综合107420735391.616947871.10215.1214.26沉没度（m）储量(万吨)地层压力MPa）总压差（MPa）地质可采4492059.731120.499.32-1.27图2E区块各套井网开采现状图1.2储采失衡矛盾突出，自然递减速度较快区块2000年完成了二次加密调整。进入“十五”，由于不具备整体上三次加密调整的潜力，没有安排新井产能建设，增储潜力逐步减少，水驱储采失衡的状况日益加剧，目前水驱储采平衡系数已经下降到了0.02。“十五”以来自然递减率一直较高，由于调整注水压力影响，近三年一直在15%以上（表2）。表2E区块储采平衡状况表年度（年）年产油（104t）地质储量采油速度（%）可采储量增值（104t）储采平衡系数开发区储采平衡系数老井产量自然递减率（%）200123.671.2211.160.050.2613.14200221.891.1491.000.050.3314.84200319.421.0630.280.010.1916.11200416.270.9430.100.010.0116.32200513.950.7900.340.020.2115.12表3非主力油层动用比例统计表项目全井发育（m）动用厚度（m）动用比例（%）表外砂岩有效表外砂岩有效表外砂岩有效表内厚层333.5315.9200.7265.9254.6160.979.7380.6080.17表内薄层240.520685.7161.4138.452.267.1167.1860.91表外层188.9133.2/82.360.5/43.5745.42/合计762.9655.1286.4509.6453.5213.166.8069.2374.411.3油层动用不均匀，低产低效井比例较大统计该区块1990年至2005年测试3次以上的21口井同位素吸水资料，砂岩厚度累计吸水比84例为66.80%、有效厚度累计吸水比例为74.41%。其中，有效厚度≥0.5m的油层砂岩厚度、有效厚度累计吸水比例较高，分别为79.73%、80.17%；有效厚度在0.2~0.4m之间的油层砂岩厚度、有效厚度累计吸水比例分别为67.11%、60.91%；表外储层砂岩厚度累计吸水比例较低，只有43.57%（表3）。2编制综合治理方案中的应用2.1确定区块的调整思路表4E区块采油井多参数统计表表5E区块注水井多参数统计表针对区块目前的注采状况，确定了下步综合调整的思路是：通过四个治理，即治理低产低效井、治理特高含水井、治理低沉没度井、治理低注井，从而达到改善区块开发效果的目的。2.2优化调整方案的编制2.2.1优选压裂井和压裂层位，治理低产低效井图3日产油量等值线图图4含水等值线图图5油水井连通栅状图从等值线图可以看出日产油小于3t，综合含水90%低产低效井比较分散，进一步挖掘剩余油潜力的难度相对较大，但也是下一步工作的重点。根据区块的产油、含水等值线图以及各种参数变化曲线，优选压裂井。根据油层连通情况，结合多学科油藏研究成果对历次压裂情况进行了分析，85对剩余油相对富集的层位进行压裂改造，优选压裂层位。截止到2006年6月份，对区块的5口低产低效井进行了压裂改造，初期对比，平均单井日增油5.2t，取得了较好的效果。2.2.2治理特高含水井表6多参数统计表图6含水等值线图统计该区块含水95.0%，日产液80t的采油井共3口，平均单井日产液95.5t，日产油4t，含水95.8%，其高含水、主产液层为内前缘相和外前缘Ⅰ类储层。分析认为这部分储层发育较好，由于层间干扰使这部分储层比外前缘相Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类储层动用好。因此，通过方案优化，对其中2口井编制了堵水方案。2.2.3编制注水井调整方案，改善油井供液状况图7沉没度等值线图图8流压等值线图针对供液不足井区，编制方案提高注水强度7口井，提水层段12个，日配注由205m3到345m3，目前已有13口油井见到调整效果。2.2.4编制增注措施方案，治理低注井通过认真分析区块内22个完不成配注的低注井层，结合周围油井生产情况，对外前缘Ⅲ、Ⅳ类储层以压裂为主，对于外前缘Ⅰ、Ⅱ类储层以酸化为主，共编制压裂方案2口，酸化方案8口。2.3开发指标预测86ProdForecast提供了七类预测方法，我们对各类方法进行了应用对比，根据目前大庆油田开发指标常用预测方法并结合我厂具体实际，选择了水驱特征曲线法、产量递减法、预测模型中的Logistic模型、以及优化配产设计等方法用于油田开发指标预测。2.3.1水驱特征曲线法该方法提供了甲、乙、丙、丁四种水驱特征曲线，利用区块开发历史数据，对该开发指标进行了历史拟和及预测。图9拟合结果图10拟合结果图11乙型水驱特征曲线预测结果2.3.2产量递减法该模型提供了三种递减方法，包括指数递减法、双曲递减法和调和递减法，根据产量递减趋势，可自动判别递减模型。图12拟合结果图13双曲递减图14指数递减法图15调和递减2.3.3Logistic模型图16拟合结果图17拟合结果87表7Logistic模型预测结果项目结果公式Q=0.145499*25.7511*5456.74*exp(-0.145499*t)/pow((1+25.7511*exp(-0.145499*t),2)相关系数-0.95554,-0.999757可采储量5456.74最高产量198.487最高产量发生时间19883结论（1）软件功能比较系统和完整PEOffice软件包含了从油气生产数据统计、生产动态分析、生产状态评价、生产规律预测等油气生产管理技术分析和生产优化设计的各个环节。（2）数据库的建立、管理和获取、访问比较方便一是PEOffice可以通过SQLServer服务器，进行多数据源加载，即可以加载oracle公共数据库、Access数据库、Sybase数据库、Dbase数据库、Excel表格等关系型和非关系型数据库，电子表格、各种文件系统，另外可以与ODBC数据即时连接；二是PEOffice分析、显示数据与基础数据完全分离，方便进行管理和计算显示；三是对于数据处理的速度明显增强，转化速度较快，基本能满足要求。（3）图形表现形式比较丰富，操作比较简单PEOffice主要可以绘制动态散点交会图、网格图、多种形式的变化曲线、等值图、栅状图、井身轨迹图、生产形势与等值图的迭加、剖面图、测井曲线图、管柱图等，可将生产报表中的参数以柱状图、饼图、散点图、面积图等形式在所绘制的井位图上表现出来，操作简单，二维、三维图形显示效果较好。（4）报表、图形生成比较快捷，结果可以直接转化到办公软件中数据：结果可以比较快捷的导入到Excel表中，也可保存到结果服务器中，更可以方便的进行定制查询。图形：可以保存为位图、矢量图形，也可以复制到剪切板上。生成结果都可以直接编辑打印输出。（5）分析比较灵活首先是进行数据查询较为迅速，其次是用户可以根据自身的需要编写计算变量。