陜北地區石油開采理論用水定額研究

孫勝祥 費良軍 苗綠平

(1.陜西省地下水保護與監測中心，陜西 西安 710003；2.西安理工大學水利水電學院，陜西 西安 710048；3.榆林市靖邊縣水務局，陜西 靖邊 718599)

隨著國民經濟持續快速發展，石油資源消耗量日益增加，從1993年開始，我國首次成為石油凈進口國，其戰略資源的重要性更加突顯[1]。我國石油資源豐富，儲量約60億t，位居世界第8位，主要分布在渤海灣、松遼平原、塔里木盆地、鄂爾多斯盆地、準噶爾盆地、珠江口、柴達木盆地和東海大陸架八大區塊，可開采資源量占全國總量的81%以上[2]。陜北地區油田屬鄂爾多斯盆地賦油區塊，主要分布在延安、榆林兩市的中、西部15個縣市區。石油工業已成為陜西經濟的主要支柱之一，陜北石油開采近年已全部采用了注水工藝，按現行的陜西省地方標準《行業用水定額》(DB61/T 943—2014)，至少需消耗3倍的水資源定額，占當年延安、榆林兩市地下水開采總量的17.8%(陜北石油開采注水基本來自地下水)。由于石油開采對水資源的消耗量較大，而當地水資源又十分匱乏，因此，制定先進、合理的石油開采用水定額至關重要，對于實行最嚴格的水資源管理和緩解該地區水資源短缺矛盾影響重大。

人工注水開發石油興起于20世紀20年代末，大規模應用于50年代。郎兆新[3]研究表明，在1970年，美國注水開發石油區塊就已達9000多個，蘇聯85%以上原油經注水開采而來，并認為注水后油田采收率可提高15%～20%。1954年，玉門老君廟油田在L層邊部MN27井開始注水，標志著我國油田注水技術進入實施階段[4]。圍繞注水采油的研究較多，屈斌學[5]對石油開采注水量估算方法進行了歸納，主要有物質平衡法、注采比與水油比法、多元回歸法、GM(1，1)模型法、BP神經網絡法、氣油比與注采比法、不同井網條件下注采比與地層壓力法等，同時還可采用Compertz模型、Usher模型、Logistic模型等進行估算。但以往研究大多針對如何經注水后，使開采量和采收率大幅提升，以合理注采比研究為主要成果[6-13]，很少以石油開采用水定額為對象進行分析研究。基于此，本文擬選取常用的理論計算方法(物質平衡法和注采比法)和傳統的企業用水平衡分析法，探求陜北地區石油開采合理、先進的用水定額，用以指導陜北地區水資源管理和約束石油開采行業生產用水，緩解區域水資源供需矛盾。

1 石油開采用水理論計算

1.1 理論方法

1.1.1 物質平衡法

物質平衡方程在確定油氣藏的地質儲量、判斷油氣藏有無邊底水的侵入、計算和預測油氣藏天然水侵量大小、油氣藏動態預測、估算采收率等方面有著簡單、易操作的特點，已成為常規油氣藏分析方法之一，廣泛應用于國內外各油氣藏(巖性和構造)、不同注采比下壓力恢復速度或含水率計算[14]。根據陳元千[15]、屈斌學[5]等的研究，彈性水壓驅動油藏的物質平衡方程式為

(1)

即地層壓力水平主要依賴于累計產油量、累計產水量、累計注水量及油、水、巖石的物性(壓縮系數、體積系數)。將式(1)變形，可得

(2)

由式(2)可以看出，等號左側為注入項，右側為采出液。對式(2)進行變形，可得

(3)

(4)

式中：Wi/Np為注采比；Wp/Np為水油比，即WOR；N為石油地質儲量，萬t；Np為累計產油量，萬t；pi為原始地層壓力，MPa；p為目前地層壓力，MPa；ρo為地面脫氣原油密度，g/cm3；Co為油層綜合壓縮系數；Boi為原始原油體積系數；Bo為目前原油體積系數；Wi為累計注水量，萬m3；Wp為累計產水量，萬m3。

式(4)為單位石油生產平均用水量，即單位石油生產用(新鮮)水量的計算式。由式(4)可知，經注水且保持地層壓力始終維持在pi水平，即pi=p，則式(4)可變為

(5)

(6)

式(5)表明，在保持油層壓力不變的情況下，單位產品生產用水量為Bo/ρo，單位產品生產用水量與原油密度成負相關。如果p過大或過小，都無法正確反映單位產品耗水量。由式(6)可知新注水體積等于產出油體積。

1.1.2 注采比方法

注采比是注水開發油田合理配置注水量的重要依據[18]。注采比是指油田注入劑(水、氣)地下體積與采出液量(油、氣、水)的地下體積之比。注采比是油田生產過程中的重要指標之一，用以分析地下能量補充及地下虧空彌補程度的平衡情況，確定合理注采比是各油田開采的重要工作，研究成果相對較多。累積注采比等于累積注入劑的地下體積與累積采出物的地下體積之比。根據定義列出注采比公式：

(7)

整理變形可得

(8)

(9)

若IPR=1，則式(8)就變成了單位產品生產用水量用注采比、含水率表達的計算式，僅需注采比和含水率就可計算出單位產品生產用水量:

(10)

式中：IPR為注采比；WOR為水油比；fw為含水率，%。

鐘德康[16]研究表明，注采比隨含水率增大，呈現先低中高后低形態。按剛性水壓驅動及注采平衡理論分析和生產實際，注采比一般趨近于1。如果注采比等于1，則單位產品生產用水量與原油地面密度呈負相關，即式(10)與式(5)結論基本一致。

1.2 輔助與附屬生產用水量

1.2.1 輔助生產用水量

a.凈化水系統。由水源井抽取的水，需經過水處理裝置凈化處理，除掉水中泥沙，生活飲用水部分達到飲用水標準，其余達到注水水質要求后進入注水井。根據對現狀注水站水處理裝置效率調查，陜北地區水源井中除含泥沙外，其他雜質較少，滿足注水水質要求，經過水處理裝置后雜質占比均小于10%，本次研究按照90%的水量用于生產。

b.循環水系統。為了提高注水效率，一般按10%～20%富余量加注，該部分水實際上起著循環水作用，形成注水井—油水混合物—油水分離—回注(注水井)。此部分水的凈化在廢污水處理系統中完成。

c.污水處理系統。石油開采過程中的廢污水主要來自采出液的油水分離物。石油開采廢水經處理后回注油層作為生產用水，是解決油田環境污染和節約水資源的有效途徑[17]。石油開采中廢水的污染物主要為原油和懸浮物，目前各油田采用的處理工藝大多為二段法(除油、除懸浮物—注水)，并輔以防垢、緩蝕、殺菌等化學處理措施[18]。陜北地區低滲油藏，為不堵塞地層，保持低滲透油藏的滲透性，對回注水質的要求極為嚴格。對近5年陜北地區石油開采部分統計資料進行分析計算，結果表明該部分水的損耗主要是雜質、油泥中所含水量，污水處理效率按70%計算。按20%增加量計算，則耗水量占生產用水量的7%。

d.洗井用水。洗井是注水井日常管理中一種常規手段，對維護井筒、清除注水層滲濾面，改善注水水質，提高水驅開采效果，實現油田穩產起著重要作用。注水井工作一段時間后，井內的油管、套管、射孔井段以及井底口袋等會積存大量污物，影響注水效率，需定期或不定期地清洗。根據張廣卿[19]的研究，洗井過程一般分為微噴階段、平衡階段、穩定階段。微噴階段排量應控制在15m3/h，洗井2h，噴量不大于3m3/h。若噴量大于3m3/h，應加大排量使噴量控制在3m3/h內。如發生漏失應采用混汽水等其它方式洗井。平衡階段排量應控制在25m3/h，洗井2h。穩定階段排量應控制在30m3/h，進出口排量、水質一致，穩定2h。控制洗井排量，應由小到大緩慢提高。洗井排出液應回收處理。

據調查，單井一次洗井用時約24h，用水量約243m3。年約沖洗4次，用水量(含重復用水量)972m3。洗井水只要做好回收、處理、再利用，真正耗水量可控制在20%以內，單井年耗水量約194.4m3。用下述典型實例提供的目前年注水量推算，洗井耗水量約占年生產用水量的4.6%，按5%計算。

1.2.2 附屬生產用水量

附屬生產用水量主要是采油廠、鉆采場及注水站等的辦公、生活用水總和。經對靖邊、定邊典型采油廠調研，噸原油辦公、生活用水量一般不超過0.07m3/t。

1.3 典型實例計算

根據對鄂爾多斯盆地靖邊油田延安組一個區塊注水過程實際調研，區塊開發層位為侏羅系延安組延9油層，該區域于2009年投入開發，2012年9月開始注水，動用面積50.0km2，探明儲量794.21萬t。項目區含油面積13.69km2，動用儲量794.21萬t，平均孔隙度15.5%，平均滲透率14.5m/d，各油層平均含油飽和度54.15%，原始地層壓力10.98MPa，水驅控制面積7.47km2，水驅控制儲量451.07萬t。根據研究區詳勘資料，該地層參數為：ρo=0.853g/cm3；Co=0.001；Boi=1.024；Bo=1.060。項目區目前共有油水井219口，其中油井164口，注水井55口。平時油井開井72口，平均日產液495.38m3，日產油198.14t，綜合含水率52.94%；注水井開井49口，4月份日配注607m3，日實注562.33m3，配注完成率92.6%。到2017年底，累計采液量135.70萬t，累計采油量61.86萬t，累計注水量75.90萬m3，地層壓力4.65MPa，目前實際單位產品生產用水量為1.2270m3/t。

采用物質平衡法計算陜北地區石油開采過程中的用水量。將企業實測數據代入式(4)進行計算，可得(Wi-Wp)/Np=1.1873m3/t。如果p=pi，則按式(5)計算，(Wi-Wp)/Np=1.2427m3/t，即開采噸石油須生產用水1.2417m3。

采用注采比方法計算陜北地區石油開采過程中的用水量。根據式(8)，對典型實例進行單位產品用水量計算，IPR=0.5593；WOR=1.1937；(dWi/dt)/(dNp/dt)=1.3627m3/t，即開采噸石油須生產用水1.3627m3。

由上述計算成果可知，采用物質平衡法和注采比法計算成果分別為1.1873m3/t和1.3627m3/t，二者相差約13%。從定額的可操作性考慮，取大值，即選取注采比法計算成果作為本次理論計算成果值，即1.3627m3/t。同時考慮輔助生產用水量本次分為凈化水系統、循環用水、污水處理和洗井，經逐項分析后，匯總用水量為生產用水的22%，即0.2998m3/t；附屬生產用水量按調查的0.07m3/t計算；上述3項合計為1.7325m3/t，即噸石油理論用水定額為1.7325m3/t。

2 石油開采用水平衡分析法

2.1 水平衡簡圖

企業用水平衡是以企業為考察對象的水量平衡，即該企業各用水單元或系統的輸入水量之和應等于輸出水量之和[20]。通過選用節水工藝、節水設備及健全節水管理制度等，減少企業各用水單元用水量，避免浪費，使企業用水量最節約。根據工藝流程，繪出原油開采用水水平衡簡圖，見圖1。假設注水影響區內油井年采油量為M(t)，由水源井群年抽取新鮮水量為Q(m3)，各節點消耗水量用Q或M表示。注水井消耗水量按抽走原油體積全部由水充填計算。原油體積為M/ρ，陜北原油密度0.85～0.87g/cm3，即抽出原油體積為(1.1494～1.1765)M，取1.2M。

圖1 原油開采水平衡圖

2.2 合理用水量計算

從圖1可以看出，因為不外排，所以在每個用水節點，進入項=流出項+消耗項。根據質量守恒定律列出注水工藝水平衡等式：總進入項=總消耗項。以“洗水井”節點進行進、出項平衡，即

0.85Q+0.13M=1.20M+0.24M

得

理想狀態每噸原油耗水1.5412m3，考慮辦公、生活用水量后，每噸原油耗水為1.6112m3。再考慮10%的未預見用水量，計算可得石油開采耗水量應為1.7723m3/t。

3 石油開采用水定額確定

由前面理論分析可知理論用水定額為1.7325m3/t，采用企業用水平衡分析后用水定額為1.7723m3/t。二者相差約2%，成果較為接近。合理的行業用水定額不但可以促進區域水資源優化配置，也可以提高水資源利用效率，同時可以約束企業加強節水技術改造和用水管理。考慮目前在陜北地區鉆采的兩大企業注水工藝及注水技術現狀，以及與現行用水定額值相差不宜過大等因素，推薦陜西省石油開采用水定額值選取2.0m3/t。此值相較理論計算和水平衡分析擴大了12.8%，給企業留足了一定的富余量；與目前所用用水定額3.0m3/t相比提高了33.3%。

綜合考慮陜西省石油開采用水定額采用2.0m3/t，既考慮水資源嚴格管理和建設節水型社會需要，又兼顧企業技術能力和管理水平，此值比較合理，可約束企業嚴格執行各項節水措施，實現用水效率、效益最大化。

4 與全國部分省現行原油開采用水定額比較

我國目前各省、自治區執行的用水標準(定額)中，有原油開采用水定額的共有13個，從現行標準(定額)看，各省、自治區定額差異較大(見表1)。定額最小的是遼寧(0.8m3/t)，小于1m3/t的還有河南(0.9m3/t)、河北(0.9m3/t)；大于1m3/t小于等于2m3/t的有新疆(1.05m3/t)、內蒙古(1.1m3/t)、青海(1.5m3/t)、甘肅(2.0m3/t)。定額為3.0m3/t的有吉林、陜西、黑龍江和四川四省，大于3.0m3/t的有江蘇(4.0m3/t)、海南(6.0m3/t)兩省。目前執行的定額中最大的8.0m3/t，均在大慶油田，即吉林和黑龍江兩省。從用水定額橫向比較來看，差異較大。就從各省制定的不同版本的定額縱向來看，原油開采定額差異也較大，如東北三省，原來均執行的是8.0m3/t，最新版本中，遼寧規定新擴(改)建項目為0.8m3/t，現有項目2.5m3/t；黑龍江規定在3.0～8.0m3/t區間；吉林規定新建開采區3.0m3/t，現狀開采區8.0m3/t。

陜西目前執行的原油開采用水定額3.0m3/t，雖非最先進，但也不算最大值。從本次理論計算和水平衡分析成果看，選取2.0m3/t作為陜西省石油開采用水定額值，雖然在目前西北各省區執行的石油開采用水定額中尚不先進，但比較符合陜西省實際，具有一定可操作性。

表1 部分省、自治區原油開采用水定額摘錄

5 結 論

a.通過選取的兩個理論公式推導計算，在特定條件下，兩個公式所表達的單位產品生產用水量基本相同，并且單位產品生產用水量與石油地面密度呈負相關。

b.選取陜北某區塊作為典型實例，對推導出的公式進行計算，輔以輔助生產用水和附屬生產用水等，理論計算定額值為1.6855m3/t；采用企業用水平衡分析得出用水定額為1.7723m3/t。考慮水資源嚴格管理和建設節水型社會需要，兼顧企業技術能力和管理水平，推薦用水定額值為2.0m3/t，該值相較現行用水定額(3.0m3/t)節省1/3，該定額值具有一定的操作性，可供石油開采企業參考。

c.由于陜北能源重化工業發展，水資源越來越緊張，石油開采企業應不斷加強技術更新，降低新鮮水用水量和單位原油耗水量，減輕社會用水壓力。

水資源供需矛盾日益突出，既需要各用水戶積極采用先進節水工藝，也需要管理部門制訂合理的先進用水定額，以指導和約束行業用水、促進節水型社會建設。