张丽 付春波 赵天龙 尚教辉 赵丽霞 郭亚丽 眭金扩

（长庆油田分公司第二采油厂地质研究所 甘肃庆阳 745100）

1 基本概况

M110长8油藏受西部物源控制，砂体呈近东西向分布，砂体厚度较大，平均砂体厚度14m，主要发育长813小层。平均油层厚度9.3m，油藏埋深2599m，平均孔隙度9.86%，平均渗透率0.82mD，属于超低渗油藏，动用含油面积5.5km2，动用地质储量241.234t，动用可采储量40.78×104t。

研究区共有油井51口，水井18口，平均单井日产油2.0t，综合含水36.6%，平均动液面1538m；水井开井18口，平均单井日注水量16m3。地质储量采油速度1.44%，地质储量采出程度2.63%。

M110区两项递减均较小，年递减-29.1%，标定递减-5.97%，但压力仅14.6MPa，压力保持水平较低73.4%。

图1 M110区递减状况柱状图

图2 M110区压力情况柱状图

目前主要开发矛盾表现为注采敏感，含水上升。投产至今含水上升20口，损失油量21t，平均见水周期14个月（同类油藏平均见水周期35个月），见水速度快。

按见水类型分为三类：见注入水（3口）：以主向井为主，表现为见效见水；见混合水（8口）：位于油藏中部，以侧向井为主，液量平稳，含水上升，后期治理重点；见地层水（9口）：位于边部，以侧向井为主，上升类型以液量平稳为主。

按主侧向井生产特征来看，主向井整体表现特征：见效见水，目前流压7.1MPa，且从拉齐曲线来看液面下降快，能量亏空导致产量下降，目前流压不合理。

侧向井整体表现特征：见水不见效，液面下降快，平均泵深1794m，平均液面1550m，目前流压6.7MPa，且主侧向流压差仅0.6MPa，后期需进一步优化。

2 合理流压研究

本文通过IPR曲线，同时结合矿场实验及同类油藏类比法计算该区合理流压范围。

2.1 IPR曲线法

当驱动方式为水压驱动时（地层压力＞饱和压力＞流压），油层中存在单相油流或油水两相流动，流压与油井产量之间呈线性关系，渗流符合达西定律：

对于水驱油藏，当油井流动压力低于饱和压力，由于原油脱气，油相的流动能力将发生变化，此时油相相对流动能力Ko可表示为：

其中，Vm= Vo+Vw+Vg，式中Vo、Vw、Vg为井下油层部位油、气、水的体积流量，m3/d。

将式（3）、（4）、（5）代入式（2）得到井底附近油层中油的相对流动能力：

如果井底压力大于饱和压力，则R=0。当井底流压低于饱和压力时，油井流入动态方程可以通过（6）式对油井的初始流动能力进行修正，得到既适用于井底流压低于饱和压力，又适用于井底流压高于饱和压力的油相流入动态方程，得到合理流压计算方法：

式中，Jo为采油指数，m3/(d·MPa)；PR为地层压力，MPa；Pwf为井底流动压力，MPa；Pb为饱和压力，MPa；R为油层部位气油比,m3/m3；Bb为饱和压力下原油体积系数；β为原油体积换算系数变化率，m3/MPa；fw为地面含水率，小数；Z为天然气偏差系数；T为井底油层温度；α为原油溶解系数，(m3/m3)/MPa；ρo为地面原油密度，g/cm3；Pb为饱和压力，MPa。

通过计算得到M110区目前地层压力下不同含水率的IPR曲线，从曲线中可以得到M110区合理流压应不低于8.7MPa，主向井合理流压不低于8.4MPa。

图7 M110区目前地层压力下不同含水率IPR曲线图

2.2 矿场经验法

统计了M110区流压与含水上升幅度、流压与初始产能及产能递减散点图，从流压与含水上升幅度图可以看出，合理流压不低于7.8MPa。

从流压与单井产能散点图来看，流压保持在7.9～11.0MPa，初期单井产能较高，并且单井产能递减率相对较低，生产稳定形势较好。

一般在保证产量最大化的前提下，同时能有效利用溶解气驱能量，认为合理流压保持在饱和压力的80%较为合理，该区饱和压力为11.24MPa，计算合理流压8.9MPa。

图8 流压与含水上升幅度散点图

2.3 同类油藏类比法

对比早期开发的同类三叠系长8油藏，主侧向流压差范围分布于1.0～1.5MPa较为合理。

图9 流压与初期单井产能散点图

图10 流压与单井产能月递减率散点图

表2 同类三叠系长8油藏基础数据表

综合认为：M110区合理流压不低于7.8MPa，合理流压范围在7.8～8.9MPa，主侧向流压差范围1.0MPa左右。

2.4 调整建议

根据所确定的合理流压值，分析认为M110区目前流压不合理井19口，按照主侧向及见水风险级别，将其分为ABC三类，平均流压由目前6.8MPa优化到7.8MPa。其中，A类井（8口），主要为主向井及含水上升井；B类井（7口），侧向含水上升井及有见水风险井；C类井（4口），流压低于7.0MPa的低含水井，目前生产稳定，后期可结合井筒治理实施。

3 结 论

通过合理流压研究，确定了M110区后期流压优化的方向，有以下几点认识：

（1）通过降低流压可提高单井产量，但流压降低到一定程度，产量不增反而减少，存在一个合理范围。

（2）通过IPR曲线、矿场试验及类比等方法，综合确定M110区目前地层压力下的合理流压范围为7.8～8.9MPa。

（3）根据研究结果，目前M110区流压不合理井数19口，确定了下步调整优化的方向。