吴学庆 吴大康

中国石油长庆油田分公司 超低渗透油藏第一项目部 （甘肃 合水 745400）

1 西峰油田开发现状

西峰油田合水区块位于鄂尔多斯盆地西南部甘肃省庆阳市合水县境内，构造位置属鄂尔多斯盆地中部的陕北斜坡和天环坳陷的南部。长3储层以细-中粒长石岩屑砂岩为主，储层孔隙类型以粒间孔为主，长石溶孔次之，平均孔隙度为11.56%，平均渗透率为 1.86×10-3μm2，属特低渗透油藏。

长3目前油藏压力平均为12.3MPa，总采出程度为0.52%，整体水驱动用程度为77.1%。目前单井平均日产油能力在2.3t/d，综合含水17.1%。

2 合理注采技术政策研究

2.1 合理注水压力研究

合理注水压力是提高油田注水开发水平和经济效益的重要保证[1]。通常注水量随着注水压力的增加呈线性增长，而在注水指示曲线上出现明显的拐点对应的压力即为裂缝开启压力或地层破裂压力。

根据统计目前长3主力油藏庄73区块地层破裂压力在28.00～35.00MPa，注水井最大井底流压可取27.00MPa，1300m左右井深折算到井口最大注水压力为14.00MPa，而庄73井区目前注水压力为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层压力保持水平的重要保证，太低会使油层压力下降、生产压差降低而影响产量，太高又会令油井过早水淹[2]。假定油田压力处于饱和压力之上开采，根据物质平衡方程方法知:

式中 Qo—累积产油量，104t；

Qw—累积产水量，104t；

Qwi—累积注水量，104t；

N—原始原油地质储量，104t；

Bo—原油体积系数；

Boi—原始原油体积系数；

Bw—水体积系数；

Ce—综合压缩系数，1/MPa；

Pi—油藏原始地层压力，MPa；

P—油藏地层压力，MPa。

公式（1）两边对时间求导数则有:

式中 qo—产油量，t/d；

qQw—产水量，m3/d；

qQwi—注水量，m3/d；

Cw—水压缩系数，1/MPa；

Co—原油压缩系数，1/MPa。

即压力恢复速度d(ΔP)/dt主要和产油量qo，产水量qQw，注水量qQwi，油、水高压物性参数及压力水平有关。若忽略体积系数，对时间的导数（主要因为QoBoCo+QwBwCw-QwiCwBw可近似为0），则有:

将注采比 α=qQwi/(qQw+qo)代入（3）式，则有

将含水率 fw=qQw/(qQw+qo)代入（3）式，则有:

假定油田年稳定油产量为Qo，将油田的原始储量，当前含水率及物性参数代入上式，就可得到不同注采比下的压力恢复速度。显然压力恢复速度与注采比成正比的线性关系。若压力水平保持不变，即d(ΔP)/dt=0，代入式(5)得:

由（6）式可看出，要保持一定的压力水平，需要的注采比和要保持的压力水平与油田的含水率有关。若代入庄73井区的油体积系数Bo，假定水的体积系数为Bw=1.0，将当前含水率fw代入，即可得到在当前含水率下要保持地层压力稳定需要保持的合理注采比（见表1），可以看出，庄73井区注采比应适当下调。

表1 庄73井区合理注采比计算结果

2.3 合理注水强度研究

根据达西定律，考虑启动压力梯度影响，注水井注水强度公式为[3]:

式中 Qw—注水量，m3/d；

Pw—注水井流压，MPa；

Po—油井流压，MPa；

rwo—注采井距，m；

rw—注水井井径，m；

K—有效渗透率；

H—油层厚度，m；

μw—油水黏度比；

考虑庄73井区油藏储层物性差异及裂缝不发育程度的影响，结合开发动态特征推荐各区块注水强度(表2)，进行分析是可保持现状或微量下调。

表2 庄73井区长31油藏注水强度表

2.4 油井合理流压的研究

油井流动压力是油井井筒液柱的回压，其值的大小直接影响储层渗流能力，即油井产量的大小。由于低渗透油层储层渗透率低，油井注水受效差、产能低，因而油井往往流动压力低于饱和压力，流体为油、气、水三相流动，此时描述这一流动状况的数学表达式为:

对于油相有:

对于液相有:

式中 J0—采油指数，t/(d·MPa)；

fw—含水率；

R—井底附近油层出口端气油比，m3/m3；

PR—地层压力，MPa；

Pwf—流动压力，MPa；

qL—产液量，m3/d。

通过对（9）式求解导数并令其为零，简化可得油井最低允许流动压力公式:

式中 α—天然气溶解系数，取8.766m3/(m3·MPa)；

Z—天然气压缩系数，取0.89；

T—油层绝对温度，取325.6K；

B0—原油体积系数，1.251；

Pb—饱和压力，取 8.93MPa；

PR—地层压力，13.40MPa。

计算表明在目前平均地层压力条件下流压随含水增加而降低，计算得出合理流动压力为5.59MPa。

根据低渗透油田开发经验，初期采油井流压为饱和压力的2/3左右。本区长3原油饱和压力8.93MPa，则最低合理流动压力为5.95MPa。综合上述2种方法庄73井区长3油层最低合理流动压力取5.76MPa，目前实际平均流压6.20MPa，应加大排液强度或控制含水降低流压。

2.5 油井合理生产压差研究

合理地层压力一般保持在稍低于原始地层压力为宜，即为原始地层压力的80%～85%[4,5]。庄73井区原始地层压力为13.48MPa，合理地层压力为10.78～11.46MPa，合理流动压力为5.76MPa，因此合理的生产压差为5.00～5.70MPa之间。目前庄73区块地层压力保持水平91.5%，地层压力在12.30MPa左右，流压在6.20MPa左右，生产压差约为6.10MPa左右，可通过调小水量和适当加大排液量来达到合理程度。

2.6 合理采油速度研究

根据剩余可采储量采油速度的定义，可得:

式中 Vor—剩余可采储量采油速度，%；

Q0′—年产油量，104t；

NR—可采储量，104t；

Np—累积采油量，104t。

将公式（12）右边分子、分母同除NR即得:

式中 VoR—可采储量采油速度，%；

Rr—可采储量采出程度，%。

根据国内外基本开发结束的水驱砂岩油藏的统计结果，稳产期结束时可采储量采出程度将达60%左右。另据美国石油工程师学会提供的数字，油田进入递减阶段，剩余可采储量采油速度应达到10%[6]。

将Rr=60%及Vor=10%代入（13）式，可计算出任何水驱砂岩油藏在稳产期内可采储量采油速度VoR=4.44%，根据各开发单元预测的采收率，则得出各开发单元稳产期间合理采油速度:

式中 Vo—采油速度，%；

Er—采收率，%。

庄73井区预测采收率为23%，相应稳产阶段合理采油速度为1.01%。综上所述，庄73井区开发初期合理采油速度应在1.00%～1.30%之间，而目前采油速度为2.25%。可见采油速度的适当下调对该区块的稳产大有裨益。

3 结 论

（1）长3油藏最大合理注水压力27.00MPa，折算到井口14.00MPa，目前在13.00MPa左右，符合注水最大压力要求。

（2）庄73区块合理注采比1.25，目前实际生产为1.3，可适当下调或保持。

（3）长 3合理注水强度为 1.4m3/(m·d)，目前实际生产为1.5m3/(m·d)，可适当微量下调单井注水量。

（4）长3合理流压为5.76MPa，实际平均流压为6.2MPa，可加大排液强度或控制含水降低流压。

（5）庄73区块地层压力保持水平91.5%，地层压力在12.3MPa左右，流压在6.2MPa左右，生产压差约为6.1MPa，通过调小水量和加大排液量可达到合理程度。

（6）庄73区块目前采油速度为2.25%，应适当下调。

[1]曹广胜,谭畅,宋福昌,等.低渗透油田强化注水压力界限研究[J].科学技术与工程,2012,12（13）:3107-3110.

[2]袁迎中,张烈辉,何磊,等.注采比多元回归分析及合理注采比的确定[J].石油天然气学报,2008,30（1）:299-302.

[3]朱小影,周红.麻黄山西区块宁东油田3、5井区合理注水强度的计算[J].石油天然气学报,2009,31（3）:262-265.

[4]康凯，冯敏.旅大5-2油田合理生产压差确定[J].新疆石油地质,2011,32（2）:170-172.

[5]陈民锋,姜汉桥.渤中25-1南油田不同井型油井合理生产压差研究[J].中国海上油气,2006,18（6）:399-402.

[6]王怒涛,钟飞翔.确定合理采油速度的最优化方法[J].断块油气田,2005,12（4）:45-47.