低滲透油藏注采系統適應性評價及優化

張偉杰，蘇 海

1.西安石油大學地球科學與工程學院（陜西西安710065）

2.延長油田有限公司西區采油廠（陜西延安717500）

低滲透油藏注采系統適應性評價及優化

張偉杰1,2，蘇 海1

1.西安石油大學地球科學與工程學院（陜西西安710065）

2.延長油田有限公司西區采油廠（陜西延安717500）

對鄂爾多斯盆地某油田注采系統適應性進行了全面的評價，分析其合理性并進行優化，以達到提高注水效果、增大最終采收率的目的。利用謝爾卡喬夫公式法，并結合生產資料，論證了某油田的合理井網密度，認為合理井網密度為28口/km2，目前的井網密度是比較合理的（29.44口/km2）。對注采系統進行優化分析，認為生產井的流壓設定在0.9～1MPa，注水井的井口壓力可以設定在6.76MPa，合理地層壓力為2.75MPa。在合理注水壓力下，通過注水量的增加，實現了產液量、產油量的翻番。

低滲透油藏；注采系統；適應性評價；井網密度

某油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡東南部，主產油層為三疊系延長組，主要含油層位為長4＋5、長6層，含油面積16.44km2，地質儲量680.00×104t，屬于超低滲油田，巖石致密，孔喉半徑小，壓力傳導慢，油田天然能量低，靠天然能量開采產量低，產量遞減速度快，生產效果差，最終采收率低。鑒于這一情況，該區塊不斷增加注水井數，完善注采系統，實施強化注水等措施，受益井數逐年增加，自然遞減率也逐年下降[1-3]。注水開發的規模越來越大，同時一些開采方面的問題越來越多，例如部分油井見效慢或不見效；高含水油井越來越多；隨著地層壓力降低，單井日產量下降幅度增大。對研究區注采系統進行全面的評價，分析存在的問題，針對性地提出調整意見、措施和方法，達到提高注水效果、提高最終采收率。

1 井網密度評價

謝爾卡喬夫公式法是由蘇聯學者謝爾卡喬夫推導的，主要用來研究井網密度對最終采收率的影響，公式為：

式中：η為最終采收率，%；ηo為驅油效率，%，由室內水驅實驗求得；a為比例系數；S為井網密度，口/km2。

每給出一個S值，則有相應的η值，再根據多組S、η值，繪制出η-S系統曲線（圖1）。隨著井網密度的增加，采收率增加。但也不可能無限制地增大井網密度，并根據曲線特征及下階段的采收率標定確定其最合理的井網密度[4]，確定下階段的采收率為20%，從而得到合理井網密度為28口/km2（表1）。

圖1 井網密度與最終采收率的關系曲線

表1 研究區比例系數及合理井網密度

通過尋找采收率與井網密度之間的關系，然后可以確定不同采收率下的井網密度，謝爾卡喬夫公式法簡單實用。準確確定公式中比例系數a值是此方法的關鍵，但它的準確度依賴于當前采收率與下階段采收率標定的可靠度。考慮到超低滲透的地質特點，井網密度不宜過小[5-7]。而且與相鄰區塊相比，現在的井網密度已經相當大了，由于合理井網密度的研究與確定涉及的范圍和內容非常的廣泛，以及地下情況的復雜性，而且井網密度的影響因素很復雜，比如在井網密度保持不變的條件下，也可以通過其他方式提高產量和最終采收率，相當于提高了井網密度。因此，目前的井網密度是比較合理的（29.44口/km2）。

2 注采井距評價

研究區目前壓力傳導能力差，油藏驅替壓力系統尚未建立起來，故油井低產，采油速度過低。低滲透油藏啟動壓力梯度的確定方法很多，考慮各種方法所需的資料，研究主要用壓力恢復試井方法。在已知孔隙度、綜合壓縮系數、原油體積系數、油層厚度、油井產量、原始壓力及恢復穩定壓力的情況下，用計算油井的啟動壓力梯度[8]，通過回歸分析，得到研究區啟動壓力梯度與地層滲透率關系曲線（圖2）及回歸關系式：

式中：G為啟動壓力梯度，MPa/m；K為滲透率，10-3μm2。

由圖2可知，滲透率增大到一定值以后，滲透率越大，啟動壓力梯度越小，逐漸趨于平穩；滲透率降低到一定值以后，隨著滲透率的降低，啟動壓力梯度會呈現急劇上升趨勢。

圖2 啟動壓力梯度與滲透率的關系曲線

2013年研究區注水井壓力是5.61MPa，生產井的壓力為1.86MPa。那么生產井與注水井井底的壓差是3.75MPa，求得極限注采井距是155m，同時考慮生產井及注水井井底的流動壓力測試點和周圍的地層壓力測試點存在一定距離，因此，從生產井與注水井的井底起算，分析認為極限注采井距165m是合理的。研究區平均井距是184m，和極限注采井距相比較稍高，且部分井間＞200m，所以，此類井較難見效。

3 油水井數比評價

生產井的井底壓力與注水井的井底壓力相差較大。在計算合理的油水井數比時，一定要考慮該因素影響。由研究區現有的生產資料，計算得到了合理油水井數比及其他參數（表2）。

從表2可知，相應的合理油水井數比會發生變化，合理油水井數比為1.53，則實際油水井數比為3.19，那么調整空間較大。

表2 合理油水井數比的參數選擇與結果

4 壓力系統評價

為了實現研究區穩產的目標，需要提供合理的生產壓力差，但低滲透儲層巖性致密、孔隙結構復雜、啟動壓力梯度高，很難建立有效穩定的壓力系統。

4.1合理的流動壓力界限研究

根據統計，2013年的資料顯示，流壓0.106～3.774MPa，平均0.802MPa，只有2口井的流壓大于理論合理流壓，93.75%的井低于理論計算的合理流壓值,油井的地層能量嚴重不足，動液面低，泵的沉沒度小，泵口壓力低，產液量一直比較低。

研究區天然地層的能量低，想達到合理的流壓1.915MPa，生產壓差低，按照原始地層壓力計算生產壓差只有1.32MPa，實際地層壓力為1.99MPa，在這種情況下，生產壓差幾乎為0。對特低滲、特低壓力油藏實際的生產資料進行統計分析，研究區生產井流壓可以設定在0.9～1MPa。據實際情況分析，流壓已不是影響產量的關鍵因素，而地層壓力則是決定產量的重要因素，因此，應把恢復地層壓力作為工作的重點。

4.2 合理注水壓力界限研究

據2013年6月資料統計分析，研究區的月注采比為1.34、累計注采比為1.12，特低滲油藏的最優注采比為1.5～1.8，所以目前仍應適當提高注水壓力，增加注水量。根據2011年采油井壓力檢測結果，地層壓力分布區間為0.385 7～3.902MPa，平均1.504 MPa，平均壓降1.731MPa，只有原始地層能量的46.45%。

目前注水井井口平均壓力為3.59MPa，破裂時的井口壓力的80%為6.76MPa（即合理的注水壓力），二者差值為3.17MPa，即注水井可通過增加注水壓力來提高注水量的潛力。根據測試的吸水資料計算，如果平均注水壓力再提高3.17MPa，注水井138口，如果單井射開厚度按照9.24m計算，平均單井可日增加注水量5.184m3，如果考慮到注水量的增加會造成井底附近地層壓力的上升，注水壓差下降，取計算結果的70%，仍可增加3.63m3/d的潛力，目前實際平均日注水量3.12m3，也就是說，通過提高注水壓力，可以使單井日注水量提高到7.75m3，增加1倍。

4.3 合理地層壓力界限研究

某油田的飽和壓力為2.08MPa，所以地層壓力的下限應大于該值，實際情況是目前的地層壓力為1.995MPa，已低于飽和壓力。較同類油田的開發經驗，某油田地層壓力仍需保持原始地層壓力（3.24 MPa）的85%以上。可知合理地層壓力為2.75MPa。

根據測試資料計算，在合理地層壓力水平下，在目前的流壓水平下生產，日產油量可以提高到0.963t，提高了3倍。依據物質平衡原則及實際生產資料，繪制出目前的注采平衡圖（圖3）。

從圖3看出，A、B點分別是注入體積和采出體積，由于研究區屬超低滲油藏，壓力傳遞速度慢，根據測壓資料，注水井附近的地層壓力為5.6MPa左右，采油井附近的地層壓力1.997MPa，相差約3倍。目前的情況是注水量大于采出量，注采比1.34，但是累積注采比1.12，總體上整個壓力系統基本平衡[9]。

圖3 研究區注采平衡圖

根據注采平衡的原則，在合理地層壓力2.75 MPa的條件下，油井的流壓按照0.9MPa計算，日產液量可以達到278.87m3（圖3中D點），比目前的166.83m3/d高67%，相應的日產油也可達到188m3。然而考慮到超低滲儲層特征，注水井附近的地層壓力還是按照5.6MPa計算，同時井底流壓按10.5MPa計算（圖3中C點）。日注水量可達到628.92m3，比當前日注水量提高了69.2%。因此可通過提高注水量，來實現研究區產量翻番。

5 結論與建議

注采被作為一個整體系統分析，優化出生產井的流壓可以設定在0.9～1MPa，注水井的井口壓力可以設定在6.76MPa，合理地層壓力為2.75MPa。在合理注水壓力下，日注水量可達到628.92m3，就比當前日注水量提高了69.2%，可通過增加注水量，實現產油量、產液量的翻番。

針對存在的問題提出了相應的系統優化建議：加強注水系統維護，提高注水時率；完善射孔層位、提高注采對應率；提高注水壓力，增加日注水量；實施重復壓裂技術，提高滲流面積；高壓注水，提高油層吸水能力；氣水交替注入，避免注入水沿裂縫突進；調整井網，轉換成沿裂縫方向的行列注采井網；注水井短半徑壓裂；同步注水技術；加強生產過程中的儲層保護。

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The adaptability of the injection-production system of an oilfield in Ordos Basin is comprehensively evaluated,the rationality of it is analyzed and the injection-production system is optimized in order to achieve the goal of improving water injection efficiency and increasing the ultimate oil recovery.The reasonable well density of the oil field is demonstrated based on the Sher Cacho J formula and the dynamic production data.It is held that the reasonable well density of the oilfield is 28/km2,and the current well density 29.44/km2is more reasonable.The optimization analysis of the injection-production system shows that the flow pressure of production wells should be set at 0.9~1.0MPa,the wellhead pressure of the water injection wells can be set at 6.76MPa,and the reasonable formation pressure is 2.75MPa.Under reasonable water injection pressure,the liquid production and the oil production doubled by the increase of water injection quantity.

low permeability reservoir;injection-production system;adaptability evaluation;well density

立崗

2015-11-09

張偉杰（1986-），男，碩士研究生，現主要從事油田注水開發工作。