G9區(qū)長4+5油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究

沈延偉，郭玲君，李福軍，盧二付，陳江

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安710018）

G9區(qū)長4+5油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究

沈延偉，郭玲君，李福軍，盧二付，陳江

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安710018）

當(dāng)注水開發(fā)油田進(jìn)入中含水期時，精細(xì)注采調(diào)整工作將成為油藏穩(wěn)產(chǎn)工作的重點(diǎn)。通過結(jié)合G9區(qū)現(xiàn)場實(shí)際，綜合運(yùn)用各種方法，對G9區(qū)長4+5油藏的合理流壓、采液速度、合理注采比進(jìn)行了研究，為該區(qū)下一步制定精細(xì)注采調(diào)整對策提供了理論依據(jù)。本次的研究成果對同類長4+5油藏穩(wěn)產(chǎn)方案提供了一定的參考價值。

注采調(diào)整；流壓；采液速度；注采比

姬塬油田G9區(qū)三疊系長4+5油藏位于鄂爾多斯盆地西傾單斜背景上的正向鼻隆側(cè)翼，為淺水臺地型三角洲相沉積的特低滲巖性油氣藏，平均油層厚度7.8 m，孔隙度11.9%、滲透率0.82 mD。目前該區(qū)已進(jìn)入中含水期，含水上升速度快、開發(fā)技術(shù)不合理等問題突出，嚴(yán)重影響了該區(qū)開發(fā)效果，需進(jìn)一步研究該區(qū)的合理開發(fā)技術(shù)方案，為該區(qū)的穩(wěn)產(chǎn)提供科學(xué)依據(jù)。

1　開發(fā)現(xiàn)狀

該區(qū)塊自2006年試驗(yàn)建產(chǎn)，采用300 m×300 m正方形反九點(diǎn)注采井網(wǎng)同步注水進(jìn)行開發(fā)。經(jīng)歷了2006-2007年規(guī)模建產(chǎn)階段，2008年油藏年產(chǎn)油量達(dá)到歷史最高，并開始進(jìn)入遞減階段。2014年底日產(chǎn)液332 t，日產(chǎn)油153 t，綜合含水53.9%，地質(zhì)儲量采油速度0.83%，地質(zhì)儲量采液速度2.04%，地質(zhì)儲量采出程度15.04%，自然遞減14.42%，綜合遞減11.51%，含水上升率12.4%。

2　穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究

為確保區(qū)塊產(chǎn)量穩(wěn)定，必須對該區(qū)塊的開發(fā)技術(shù)方案進(jìn)行合理的研究，為下一步工作提供理論的、科學(xué)的依據(jù)。而一個油藏合理的開發(fā)技術(shù)方案研究包括采油井井底流壓，地層壓力保持水平，注水壓力，采液速度，采油速度，注水強(qiáng)度，注采比等。結(jié)合姬塬油田G9區(qū)長4+5油藏的特征，本文選取采液速度、注水強(qiáng)度、合理流壓、注采比運(yùn)用不同的方法來進(jìn)行研究，從而選出最適合G9區(qū)油藏開發(fā)的指標(biāo)。

2.1合理流壓研究

2.1.1根據(jù)飽和壓力確定的最低流壓根據(jù)低滲透油藏的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，合理流動壓力應(yīng)不低于飽和壓力的2/3，最低流動壓力為飽和壓力的1/2，否則會引起油井脫氣半徑的擴(kuò)大，降低油層的滲流能力。據(jù)此測算G9區(qū)長4+5油藏原始飽和壓力為7.53 MPa，由此計(jì)算出對應(yīng)長4+5油藏最低合理流壓為5.02 MPa。

2.1.2油藏工程法對于水壓驅(qū)動油藏，當(dāng)?shù)貙訅毫Γ撅柡蛪毫Γ揪琢鲏簳r，油層中存在單相油流或油水兩相流動，流動壓力與產(chǎn)量之間呈線性關(guān)系，滲流符合達(dá)西定律，此時當(dāng)油井流動壓力低于飽和壓力以后，由于原油脫氣，采油井井底附近油層中滲流重要條件發(fā)生了變化，指示曲線向壓力軸偏轉(zhuǎn)，并出現(xiàn)最大產(chǎn)量點(diǎn)，此時就不能用達(dá)西公式來計(jì)算油井的產(chǎn)量了。描述這一流動狀況（流體為油、氣、水三相流動）的數(shù)學(xué)表達(dá)式為［1］：

對于油相有：

對于液相有：

式中：J0-采油指數(shù)，t/d·MPa；fw-含水，小數(shù)；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。

通過對（3）式求解階導(dǎo)數(shù)并令其為零，簡化后可得到油井最低許流動壓力公式：

式中：α-天然氣溶解系數(shù)，m3/（m3·MPa）；Z-天然氣壓縮系數(shù)；T-油層絕對溫度，K；B0-原油體積系數(shù)；Pb-飽和壓力；Pr-地層壓力，MPa。

在實(shí)際生產(chǎn)中，在飽和壓力一定的條件下，每口采油井的含水和地層壓力差別較大，為更好地指導(dǎo)油井生產(chǎn)，特繪制了研究區(qū)不同地層壓力條件下，綜合含水與油井合理流動壓力圖版（見圖1）。

圖1　G9區(qū)不同含水率下流壓計(jì)算圖版

由圖1可以看出：在飽和壓力一定的條件下，隨著油井地層壓力的上升，油井的合理流動壓力亦隨之升高；油井見水后，隨著含水率上升，油井的合理流動壓力值下降，地層壓力越高，其下降幅度也越大。

由式（4）計(jì)算表明目前平均地層壓力條件下流壓隨含水增加而降低，G9區(qū)目前含水率為0.507，地層壓力為16.8 MPa，計(jì)算目前油藏合理井底流壓為4.98 MPa。2.1.3目前油井流壓評價該區(qū)實(shí)際流壓為5.01 MPa，與計(jì)算的最低流壓相比，在合適的范圍內(nèi)，綜合評價流壓合適。分析該區(qū)目前流壓偏高區(qū)域主要位于南部，該區(qū)向南仍有擴(kuò)邊空間，供液充足；流壓偏低區(qū)域主要位于北部，該區(qū)物性相對差，主要因?yàn)楣┮翰蛔阋穑恢胁苛鲏汉侠怼?/p>

2.2合理采液速度研究

油田的合理產(chǎn)液量，應(yīng)是油田工藝技術(shù)水平允許的最大生產(chǎn)壓差和合理油井?dāng)?shù)及不同含水階段平均采液指數(shù)的乘積。合理年產(chǎn)液計(jì)算公式如下：

合理采液速度為：

式中：VL-合理采液速度，%；QL-油田最大合理采液量，104t；JL-油井任意含水時的采液指數(shù)，t/t·MPa；NO-油井?dāng)?shù)，口；T-生產(chǎn)時間，365 d；Pr-地層壓力，MPa；ΔPL-最大合理生產(chǎn)壓差，MPa；Pwfmin-最小合理流壓，MPa。

由上述油藏工程公式及相應(yīng)參數(shù)，分別按保持目前地層壓力和油井流壓，計(jì)算出采液速度；若按地層壓力保持在原始地層壓力的110%時，流壓保持在油藏工程計(jì)算合理流壓時，按照新儲量分別計(jì)算合理采液速度（見表1）。

表1　G9區(qū)長4+5油藏合理采液速度計(jì)算結(jié)果表

與目前采液速度相比，綜合研究認(rèn)為G9區(qū)可適當(dāng)提高采液速度，具有提液的空間。

2.3合理注采比研究

注采比是油田年度配產(chǎn)配注的一項(xiàng)重要指標(biāo)，合理注采比的確定應(yīng)能滿足產(chǎn)液量合理增長（或年產(chǎn)油量的要求），地層壓力得以保持或合理恢復(fù)的需要。以翁文波［2］的Lgoistic旋回為依據(jù)，建立區(qū)塊的綜合含水與累積耗水量、綜合含水與累積水油比的數(shù)學(xué)模型，從而可以求出區(qū)塊在不同含水時期，一定產(chǎn)油量指標(biāo)與所需合理注水量的定量關(guān)系式。

累積耗水量是評價油田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效果的重要指標(biāo)，表示采出1 t原油所需要消耗的注水量：

累積水油比表示每采出1 t原油的產(chǎn)水量：

用B小于0時的Logistic旋回模型建立綜合含水與累積耗水量、綜合含水與累積水油比的定量關(guān)系式，其數(shù)學(xué)模型用下式表示：

對同一個區(qū)塊或油田，可得：

利用累積耗水量與累積水油比的定義式，經(jīng)整理得：

用上式對時間求導(dǎo)，得到：

對該油藏的實(shí)際開發(fā)數(shù)據(jù)進(jìn)行數(shù)值擬合，可以較容易地求出不同含水時期的合理注采比與合理注水量（見圖2、圖3）。

圖2　G9區(qū)不同含水階段合理注采比曲線

圖3　G9區(qū)長4+5油藏甲型水驅(qū)曲線

若G9區(qū)的采液速度保持在2.51%時，注水量與注采比。與目前實(shí)際對比，目前含水50.7%，理論注采比應(yīng)控制在2.51左右，目前實(shí)際注采比2.23，略低于理論值，可適當(dāng)提高注水量和采液量。

3　穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)應(yīng)用

針對2014年以來G9區(qū)塊長4+5油藏開發(fā)效果變差，2015年對該油藏進(jìn)行了局部加強(qiáng)調(diào)整，通過細(xì)分流動單元，精細(xì)注采管理，油藏的開發(fā)指標(biāo)目前相對2014年有所好轉(zhuǎn)，目前日產(chǎn)液364 t，日產(chǎn)油179 t，綜合含水50.7%，自然遞減8.21%，綜合遞減6.93%，含水上升率-2.6%，仍需進(jìn)一步加強(qiáng)控制。

4　結(jié)論

（1）對于流壓偏低和偏高的油井，應(yīng)改變油井的工作制度，進(jìn)行提液或降低液量生產(chǎn)。

（2）針對區(qū)塊非均質(zhì)性強(qiáng)、壓力、含水分布不均衡，局部高壓區(qū)，油井含水上升速度快，局部低壓區(qū)補(bǔ)充能量與油井裂縫性見水矛盾的開發(fā)特征，應(yīng)精細(xì)注水調(diào)控，對不同區(qū)域執(zhí)行合理注水技術(shù)方案。

（3）隨著注水時間的延長，個別井注水壓力升高，吸水能力下降；裂縫發(fā)育區(qū)注入水單向突進(jìn)明顯，注水效果變差，應(yīng)實(shí)施堵水調(diào)剖。

［1］才汝成.低滲透油藏開發(fā)新技術(shù)［M］.北京：中國石化出版社，2003.

［2］翁文波.預(yù)測論基礎(chǔ)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1984.

［3］陳元千.油氣藏工程計(jì)算方法［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1989.

G9 block with long 4+5 reservoir stable of technology research

SHEN Yanwei，GUO Lingjun，LI Fujun，LU Erfu，CHEN Jiang
（Oil Production Plant 5 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China）

Water entering in water flooding oilfields，fine adjusting injection work will become the focus of reservoir productivity.Through a combination of on-site using a variety of methods，G9 the reasonable flow pressure，Chang 4+5 reservoir recovery rate，reasonable water injection rate and injection-production ratio is studied，injection-production adjustment measures for further development in the area of fine provides a theoretical basis.Research outcomes for similar Chang 4+5 reservoir in this stability programme has provided some reference value.

injection-production adjustment；flowing pressure；liquid withdraw rate；injection-production ratio

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.07.014

TE357.6

A

1673-5285（2015）07-0060-04

2015－06-24

沈延偉，男（1986-），青海人，工程師，2008年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）資源勘查工程專業(yè)，現(xiàn)從事油田開發(fā)方面的工作，郵箱：331579621@qq.com。