吳學慶 吳大康

中國石油長慶油田分公司 超低滲透油藏第一項目部 （甘肅 合水 745400）

1 西峰油田開發(fā)現(xiàn)狀

西峰油田合水區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地西南部甘肅省慶陽市合水縣境內(nèi)，構(gòu)造位置屬鄂爾多斯盆地中部的陜北斜坡和天環(huán)坳陷的南部。長3儲層以細-中粒長石巖屑砂巖為主，儲層孔隙類型以粒間孔為主，長石溶孔次之，平均孔隙度為11.56%，平均滲透率為 1.86×10-3μm2，屬特低滲透油藏。

長3目前油藏壓力平均為12.3MPa，總采出程度為0.52%，整體水驅(qū)動用程度為77.1%。目前單井平均日產(chǎn)油能力在2.3t/d，綜合含水17.1%。

2 合理注采技術(shù)政策研究

2.1 合理注水壓力研究

合理注水壓力是提高油田注水開發(fā)水平和經(jīng)濟效益的重要保證[1]。通常注水量隨著注水壓力的增加呈線性增長，而在注水指示曲線上出現(xiàn)明顯的拐點對應的壓力即為裂縫開啟壓力或地層破裂壓力。

根據(jù)統(tǒng)計目前長3主力油藏莊73區(qū)塊地層破裂壓力在28.00～35.00MPa，注水井最大井底流壓可取27.00MPa，1300m左右井深折算到井口最大注水壓力為14.00MPa，而莊73井區(qū)目前注水壓力為13.00MPa左右，基本合理。

2.2 合理注采比研究

合理注采比是提高油層壓力保持水平的重要保證，太低會使油層壓力下降、生產(chǎn)壓差降低而影響產(chǎn)量，太高又會令油井過早水淹[2]。假定油田壓力處于飽和壓力之上開采，根據(jù)物質(zhì)平衡方程方法知:

式中 Qo—累積產(chǎn)油量，104t；

Qw—累積產(chǎn)水量，104t；

Qwi—累積注水量，104t；

N—原始原油地質(zhì)儲量，104t；

Bo—原油體積系數(shù)；

Boi—原始原油體積系數(shù)；

Bw—水體積系數(shù)；

Ce—綜合壓縮系數(shù)，1/MPa；

Pi—油藏原始地層壓力，MPa；

P—油藏地層壓力，MPa。

公式（1）兩邊對時間求導數(shù)則有:

式中 qo—產(chǎn)油量，t/d；

qQw—產(chǎn)水量，m3/d；

qQwi—注水量，m3/d；

Cw—水壓縮系數(shù)，1/MPa；

Co—原油壓縮系數(shù)，1/MPa。

即壓力恢復速度d(ΔP)/dt主要和產(chǎn)油量qo，產(chǎn)水量qQw，注水量qQwi，油、水高壓物性參數(shù)及壓力水平有關。若忽略體積系數(shù)，對時間的導數(shù)（主要因為QoBoCo+QwBwCw-QwiCwBw可近似為0），則有:

將注采比 α=qQwi/(qQw+qo)代入（3）式，則有

將含水率 fw=qQw/(qQw+qo)代入（3）式，則有:

假定油田年穩(wěn)定油產(chǎn)量為Qo，將油田的原始儲量，當前含水率及物性參數(shù)代入上式，就可得到不同注采比下的壓力恢復速度。顯然壓力恢復速度與注采比成正比的線性關系。若壓力水平保持不變，即d(ΔP)/dt=0，代入式(5)得:

由（6）式可看出，要保持一定的壓力水平，需要的注采比和要保持的壓力水平與油田的含水率有關。若代入莊73井區(qū)的油體積系數(shù)Bo，假定水的體積系數(shù)為Bw=1.0，將當前含水率fw代入，即可得到在當前含水率下要保持地層壓力穩(wěn)定需要保持的合理注采比（見表1），可以看出，莊73井區(qū)注采比應適當下調(diào)。

表1 莊73井區(qū)合理注采比計算結(jié)果

2.3 合理注水強度研究

根據(jù)達西定律，考慮啟動壓力梯度影響，注水井注水強度公式為[3]:

式中 Qw—注水量，m3/d；

Pw—注水井流壓，MPa；

Po—油井流壓，MPa；

rwo—注采井距，m；

rw—注水井井徑，m；

K—有效滲透率；

H—油層厚度，m；

μw—油水黏度比；

考慮莊73井區(qū)油藏儲層物性差異及裂縫不發(fā)育程度的影響，結(jié)合開發(fā)動態(tài)特征推薦各區(qū)塊注水強度(表2)，進行分析是可保持現(xiàn)狀或微量下調(diào)。

表2 莊73井區(qū)長31油藏注水強度表

2.4 油井合理流壓的研究

油井流動壓力是油井井筒液柱的回壓，其值的大小直接影響儲層滲流能力，即油井產(chǎn)量的大小。由于低滲透油層儲層滲透率低，油井注水受效差、產(chǎn)能低，因而油井往往流動壓力低于飽和壓力，流體為油、氣、水三相流動，此時描述這一流動狀況的數(shù)學表達式為:

對于油相有:

對于液相有:

式中 J0—采油指數(shù)，t/(d·MPa)；

fw—含水率；

R—井底附近油層出口端氣油比，m3/m3；

PR—地層壓力，MPa；

Pwf—流動壓力，MPa；

qL—產(chǎn)液量，m3/d。

通過對（9）式求解導數(shù)并令其為零，簡化可得油井最低允許流動壓力公式:

式中 α—天然氣溶解系數(shù)，取8.766m3/(m3·MPa)；

Z—天然氣壓縮系數(shù)，取0.89；

T—油層絕對溫度，取325.6K；

B0—原油體積系數(shù)，1.251；

Pb—飽和壓力，取 8.93MPa；

PR—地層壓力，13.40MPa。

計算表明在目前平均地層壓力條件下流壓隨含水增加而降低，計算得出合理流動壓力為5.59MPa。

根據(jù)低滲透油田開發(fā)經(jīng)驗，初期采油井流壓為飽和壓力的2/3左右。本區(qū)長3原油飽和壓力8.93MPa，則最低合理流動壓力為5.95MPa。綜合上述2種方法莊73井區(qū)長3油層最低合理流動壓力取5.76MPa，目前實際平均流壓6.20MPa，應加大排液強度或控制含水降低流壓。

2.5 油井合理生產(chǎn)壓差研究

合理地層壓力一般保持在稍低于原始地層壓力為宜，即為原始地層壓力的80%～85%[4,5]。莊73井區(qū)原始地層壓力為13.48MPa，合理地層壓力為10.78～11.46MPa，合理流動壓力為5.76MPa，因此合理的生產(chǎn)壓差為5.00～5.70MPa之間。目前莊73區(qū)塊地層壓力保持水平91.5%，地層壓力在12.30MPa左右，流壓在6.20MPa左右，生產(chǎn)壓差約為6.10MPa左右，可通過調(diào)小水量和適當加大排液量來達到合理程度。

2.6 合理采油速度研究

根據(jù)剩余可采儲量采油速度的定義，可得:

式中 Vor—剩余可采儲量采油速度，%；

Q0′—年產(chǎn)油量，104t；

NR—可采儲量，104t；

Np—累積采油量，104t。

將公式（12）右邊分子、分母同除NR即得:

式中 VoR—可采儲量采油速度，%；

Rr—可采儲量采出程度，%。

根據(jù)國內(nèi)外基本開發(fā)結(jié)束的水驅(qū)砂巖油藏的統(tǒng)計結(jié)果，穩(wěn)產(chǎn)期結(jié)束時可采儲量采出程度將達60%左右。另據(jù)美國石油工程師學會提供的數(shù)字，油田進入遞減階段，剩余可采儲量采油速度應達到10%[6]。

將Rr=60%及Vor=10%代入（13）式，可計算出任何水驅(qū)砂巖油藏在穩(wěn)產(chǎn)期內(nèi)可采儲量采油速度VoR=4.44%，根據(jù)各開發(fā)單元預測的采收率，則得出各開發(fā)單元穩(wěn)產(chǎn)期間合理采油速度:

式中 Vo—采油速度，%；

Er—采收率，%。

莊73井區(qū)預測采收率為23%，相應穩(wěn)產(chǎn)階段合理采油速度為1.01%。綜上所述，莊73井區(qū)開發(fā)初期合理采油速度應在1.00%～1.30%之間，而目前采油速度為2.25%。可見采油速度的適當下調(diào)對該區(qū)塊的穩(wěn)產(chǎn)大有裨益。

3 結(jié) 論

（1）長3油藏最大合理注水壓力27.00MPa，折算到井口14.00MPa，目前在13.00MPa左右，符合注水最大壓力要求。

（2）莊73區(qū)塊合理注采比1.25，目前實際生產(chǎn)為1.3，可適當下調(diào)或保持。

（3）長 3合理注水強度為 1.4m3/(m·d)，目前實際生產(chǎn)為1.5m3/(m·d)，可適當微量下調(diào)單井注水量。

（4）長3合理流壓為5.76MPa，實際平均流壓為6.2MPa，可加大排液強度或控制含水降低流壓。

（5）莊73區(qū)塊地層壓力保持水平91.5%，地層壓力在12.3MPa左右，流壓在6.2MPa左右，生產(chǎn)壓差約為6.1MPa，通過調(diào)小水量和加大排液量可達到合理程度。

（6）莊73區(qū)塊目前采油速度為2.25%，應適當下調(diào)。

[1]曹廣勝,譚暢,宋福昌,等.低滲透油田強化注水壓力界限研究[J].科學技術(shù)與工程,2012,12（13）:3107-3110.

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