扎爾則油田F4油藏儲采比及注水壓力界限研究

張舶航，謝雅茜，何思源

（成都理工大學能源學院，四川成都610059）

扎爾則油田F4油藏儲采比及注水壓力界限研究

張舶航，謝雅茜，何思源

（成都理工大學能源學院，四川成都610059）

儲采比是石油行業內部用于判斷、分析油田規模、生產形式以及穩產形勢的一項重要指標。而注水壓力的大小對油田的開發效果起著決定性的作用。因此這兩個指標在油田開發過程中有著重要的意義。在分析F4底層油藏歷年來儲采比變化規律的基礎上，通過研究儲采比與其他物性參數的相互關系，確定合理儲采比的界限；應用流體力學計算方法確定了合理注水壓力的界限。而得出的結論為扎爾則油田今后的開發調整方案的制定以及精細化開發提供了參數依據，同時也對同類型油田的開發有著指導意義。

扎爾則油田；技術政策；儲采比；注水壓力；界限

扎爾則油田（Zarzaitine）位于阿爾及利亞首都阿爾及爾東南方向約1 500 km，撒哈拉沙漠東部、利比亞邊界附近的伊利茲盆地。

1957年11月鉆探的ZR-1井鉆遇氣層發現扎爾則油田，1958年完鉆ZR-2井發現泥盆系F4油層。該油田在泥盆系和石炭系共發現14套含油氣層系，主力含油層系為泥盆系下段F4油藏，F4油藏構造為一被斷層切割的不對稱背斜，構造高點靠近西南斷層，砂體在平面上分布比較穩定，油藏埋藏深度范圍為1 200 m～1 440 m，儲層物性較好，平均孔隙度21.1%，平均滲透率182 mD。原油性質好，地面原油密度0.81 g/cm3（43° API），地下原油黏度0.515 mPa·s。油藏類型屬于中孔、中滲、原油物性好、具有氣頂和邊水、受斷層控制的背斜油氣藏。

F4含油層系由Ⅴ、Ⅳ、Ⅲ、Ⅱ、Ⅰ等五個油組構成，主力油藏為頂層（Ⅴ+Ⅳ油組）和底層（Ⅱ+Ⅰ油組）。油田頂層采出程度高、剩余油潛力有限；底層油藏水驅效果不佳，剩余油廣泛分布，是油田上產和穩產的基礎。為了提高儲量動用程度和油田注水效果，本文著重對F4底層油藏的儲采比和注水壓力界限進行探討［1］。

圖1　F4底層油藏儲采比與開始時間關系曲線

1　合理的儲采比界限

油氣田的儲采比定義為，某年年初的剩余可采儲量與當年產量之比。它是油氣田開發分析的重要指標，不但能直接反映油田的開發程度，而且與油田的穩產形勢密切相關。

對于具有上產、穩產和遞減三個開發階段的注水開發油田，儲采比ω與開發時間t的變化關系為：

其中：ω-儲采比；t-開發時間，年。

由關系式看出，全程儲采比ω與開發時間t具有雙對數的直線下降關系，而與開發階段無關，扎爾則油田F4底層油藏儲采比與時間的雙對數關系曲線（見圖1）。

F4底層油藏儲采比隨著時間的雙對數變化從1982年全面開發以后開始呈現直線關系，擬合回歸得到的關系式為［2］：

扎爾則油田正常生產情況下，遞減階段儲采比與時間的雙對數曲線遵循直線關系。以此為基礎可以預測2011年到2023年儲采比的變化規律（見表1，圖2）。

圖2　按儲采比關系預測年度產量和遞減率變化趨勢圖

一般來說，儲采比與產量遞減率，儲采平衡系數具有較強的相關性。根據儲采比的定義和遞減率的定義［3］：

式中：NRO-初始剩余可采儲量；Dt-第t年的遞減率；Qt-第t年年產油；NRt-第t年增加可采儲量；λt-第t年儲采平衡系數。

表1　利用儲采比關系預測年度產量與遞減率表

上式表明：如果上年儲采平衡系數大，即增加可采儲量多，則遞減率較小。設油田開發過程中，儲采比保持不變，即ωt+1=ωt，則上式變形為：

從該式可以看出，如果儲采比保持不變，遞減率與儲采平衡系數成反比，與1-λt成正比。如果λt=0，則遞減率是儲采比的倒數。由此關系式，可以依據儲采比的變化規律預測下一年度遞減率的變化。由圖中可以看出，要保持一定的儲采比，油田年度遞減率不同，需要的儲采平衡系數不同，遞減率小需要的儲采平衡系數大。

以此理論依據，本次研究編制不同儲采比條件下的儲采平衡系數與遞減率的關系圖版，依據前面實際預測的儲采比與遞減率的關系來判斷儲采平衡系數的變化規律。通過對比F4底層油藏預測到的遞減率與儲采平衡系數曲線在理論圖版的變化趨勢，可以預測油田的穩產趨勢。F4底層油藏由于新增可采儲量的能力有限，隨著開發時間的進行遞減率逐年加大，儲采平衡系數逐漸降低（見圖3、表2）。

圖3　不同儲采比下遞減率與儲采平衡系數關系曲線

表2　年度預測產量與合同產量對比表

對比儲采比變化趨勢預測到的年產量和合同規定的產量，在2011年到2023年期間年度產量達到1 319.9×104m3，而合同產量總計為1 329.1×104m3，產量差距為9.2×104m3，總遞減率將達到10%。

要實現后續年度的達產，自然遞減率需要按照目前的水平控制，后期實現2 500 m3/d的注水目標后，油田總遞減控制在6%，儲采比需要控制在10，儲采平衡系數控制在0.4以上。這些目標的實現需要進一步完善目前的井網。

2　合理注水壓力界限

合理注水壓力是指在套管和水泥環以及油層不受傷害的情況下，為保證配注量的完成，注水井可以達到的最高井口壓力。

不同注水壓力對油田開發效果的影響集中表現在三方面：

（1）在合理注水壓力下，吸水層位和吸水厚度均會增加，使得層間矛盾及開發效果都能得到改善。在多層注入的條件下，在一定注水壓力范圍內，注水壓力和注水井吸水厚度都是不同的。在注水壓力還沒有引起油層原生裂縫張開，還未造成比較嚴重的層間干擾，而且還未使斷層蠕動的時候，吸水層位和吸水厚度可能會因為注水壓力的升高而升高［4］，造成全井吸水能力隨著注水壓力的提高呈突變式的提高，這在注水井指示曲線上表現為明顯的拐點。

（2）提高注水壓力可以提高油層吸水能力，從而提高油層的滲透率。油田上一些注水井的指示曲線出現多個拐點，說明隨著注水壓力的升高，吸水增加，而且呈指數增加。

（3）注水壓力過高，將嚴重影響油田開發效果。注水壓力過高，形成裂縫或造成油層原生裂縫開啟，突出的問題表現為注水壓力過高，個別層吸水能力急劇上升，加劇了層間矛盾。當注水壓力高于一定界限時，由于層間干擾加劇，往往是一、二個層不但吸水量明顯增加，而且該層所占全井吸水百分數也明顯增加，造成另一些層吸水百分比下降，甚至絕對吸水量也下降，直至不吸水。

為了滿足注水的需要，井底壓力PH必須在第一臨界壓力（油層啟動壓力）P1和第二臨界壓力（油層破裂壓力）P2之間。低于P1不能滿足注水要求，高于P2注水量雖然大幅度上升，但注水厚度波及系數下降。

開發實踐統計表明，井底壓力控制在破裂壓力以下，并保持較高的壓力水平的時候（一般為0.8 MPa～0.9 MPa破裂壓力），注水效果最好。

扎爾則油田地層破裂壓力為22 MPa～24 MPa，注水井的合理注水壓力不能超過地層破裂壓力，同時考慮到在扎爾則油田，注入水與地層物性配伍性差，油田注水難的特點，可以適當提高注入水的注入壓力，故本次研究只用流體力學計算方法確定注入水壓力的上、下線值，下限值還待測試合理的注水指示曲線進一步確定。

扎爾則油田最高井口壓力計算公式［5］：

其中：PM-最高井口注水壓力；PH-最高井底注水壓力；Pg-井口到井底的靜水柱壓力；Pi-井口到井底的阻力損失。

式中：v-流速，m/s；D-油管內徑，m；H-油層中深，m。

扎爾則油田使用的注水管柱按照工業標準最高級別種類歸類，按照《采油工藝》教材提供的標準查詢其沿程阻力系數為λ=0.019 175 6，計算扎爾則油田不同日注水量條件下所需要的最大和最小注水壓力（見表3、圖4）。

圖4　不同注水量所需要的最大、最小井口注水壓力

通過計算F4底層油藏的注水壓力界限可知，F4底層油藏注水壓力在原有的基礎上有著較大的調整空間，在底層保持原始地層壓力情況下，如果需要滿足300 m3/d的注水量，井口壓力需要調整到10 MPa左右。

目前的注水管網壓力不能滿足油藏注水開發的需要。

表3　不同日注水量對應最大、最小井口注水壓力計算表

3　結論

由以上數據資料并依據開發技術政策得到以下結論：

（1）F4底層油藏歷年儲采比與開發時間呈良好的雙對數直線關系，儲采比逐年下降。累計產量與時間呈良好的雙對數直線關系，2017年以前生產壓力較大，后期超產能力較強，為緩解生產壓力，提高注水效果，應該合理的調整井網井距。

（2）F4底層油藏注水壓力在原有的基礎上有著較大的調整空間，在底層保持原始地層壓力情況下，要使得注水管網壓力滿足油藏注水開發的需要，井口壓力需要調整到10 MPa。

（3）F4底層油藏新增可采儲量的能力有限，要實現后續年度的達產目標，必須嚴格控制自然遞減率，實現綜合遞減控制在6%，儲采比需要控制在10左右，儲采平衡系數控制在0.4以上，這需要進一步完善注采井網。

［1］彭道貴.扎爾則油田F4底層油藏開發技術政策研究［J］.石油天然氣學報，2011，33（1）：139-141.

［2］陳元千，趙慶飛.油氣田儲采比變化關系的研究［J］.斷塊油氣田，1999，6（6）：23-26.

［3］王天智，田曉東.不同遞減條件下儲采比變化分析［J］.大慶石油地質與開發，2004，23（1）：31-32.

［4］陳永生.合理注水壓力討論［J］.石油勘探與開發，1986，5（1）：43-50.

［5］連經社.采油工藝［M］.北京：中國石化出版社，2011.

［6］陳元千.某油田井口壓力資料的應用［J］.石油勘探與開發，1978，28（10）：60-70.

Research on limit of water injection pressure and reserve production ratio of F4 reservoir in Zarzaitine oilfield

ZHANG Bohang，XIE Yaxi，HE Siyuan
（College of Energy，Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China）

Reserve production ratio is widely applied in oil industry as a key factor to determine and analyze the scale，form of production and dependable crop situation of oilfields. Meanwhile，water injection pressure is conclusively related to the effect of oilfields development.Therefore，these two factors play a significant role along the process of oilfields development.On the basis of analyzing reserve production ratio's varying pattern of the F4 reservoir over the years.It can be figured out the limitation of reasonble reserve production ratio through researching the mutual relations among the reserve production ratio and other hysical parameters.Fluid mechanics calculation method is applied to determine the limitation of reasonable injection pressure.The paper aims to set a reference for future development adjustment plans and fine management of the Zarzaitine and other oilfields with similar traits.

Zarzaitine oilfield；technology policy；reserve production ratio；water injection pressure；limitation

TE328

A

1673-5285（2016）09-0061-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.09.015

2016－07-14

張舶航（1991-），成都理工大學能源學院油氣田開發工程專業在讀研究生，郵箱：853322668@qq.com。