高贝贝

（延长油田股份有限公司宝塔采油厂，陕西 延安 716003）

甘谷驿油田唐114井区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部，主力开发层位为三叠系延长组长6油层组，属于典型的浅层、低孔、特低渗透油田。自投入开发以来，区块整体含水上升较快，年含水上升率超过50%，水淹井偏多，储层水平层理及斜层理十分发育，易产生水平裂缝，对注水开发影响严重[1-3]，区块东西两块地质情况不同，西部部分井未受水井控制，但目前含水高达60%以上。现亟需对工区的注采能力进行研究，以进一步改善油藏的开发效果。

1 注水井吸水能力的确定

因研究区吸水剖面测试资料较为丰富，因此，本次研究主要借助工区76口注水井吸水剖面测试资料对注水井的吸水能力进行研究（表1）。未注水区域吸水指数在0.002～0.214，平均为0.057 m3/(d·m·MPa)。

通过注水井米吸水指数统计分析，可以根据各水井的破裂压力确定的注水井最大井底流压及合理地层压力，确定各水井的最大注入量，为各井组合理配注的参考依据。也能分辨各水井吸水能力强弱所处的区域。米吸水指数小于0.05m3/(d.m.MPa)的注水井储层的吸水能力差，有待于进一步提高注水压力或者对储层做出改造，从而改善储层吸水效果，提高油田采收率。

表1 唐114井区长61油藏米吸水指数计算表

2 合理注水量的确定

由注采平衡原理可知，在已知采油井日产油量情况下，可进一步计算注水井的合理配注量；

式中：qw为注水井单井日注水量，m3/d；q0为采油井单井日产油量，t/d；ρ0为原油密度，m3/t；G为注采比，小数；M为注采井数比；B0为原油体积系数。

参数取值：令G=1；目前研究区平均单井日产油量为 q0=0.35t/d，fw=61%，B0=1.036，ρ0=0.826m3/t，M=159/403。

得出本区日注水量达到3.1m3才能满足注采平衡，但本区实际日注水量为1.68m3，需要进一步提高配注量。

根据同类油藏的注水情况来看，在油田注水开发过程中，存在着一定层间漏水等无效注水的情况，其损耗可达注入量的20%，因此，建议研究区在确定好合理注入量之后，在此基础上在上浮20%，尽量避免因注入水损耗而导致地层亏空现象的发生。研究区目前含水率60%左右，上浮之后，研究区即长6油层单井平均配注量需达到3.40 m3/d。

3 单井生产能力确定

目前，常用的产能评价方法主要有米采油指数法、采油强度法和数值模拟法。结合研究区目前开发现状以及资料的丰富程度，最终选用了米采油指数法来对研究区的单井生产能力展开研究。

3.1 米采油指数法

统计研究区测试资料可知，研究区目前油井的米产油指数介于 0.292～0.651m3/(d·m·MPa)，米采液指数介于 0.925～1.033m3/(d·m·MPa)，平均米产油指数为0.494m3/(d·m·MPa)，平均米产液指数为 0.974m3/(d·m·MPa) （见表 2）。

通过油藏的地饱压差和饱和压力可进一步确定生产压差，目前，研究区的地饱压差为0.51MPa，饱和压力为 1.12MPa，生产压差为0.722MPa（地饱压差加饱和压力的10%）。结合研究区的米采油指数和油层的有效厚度，最终确定研究区单井日产油量为0.60m3/d，即0.50t/d。

表2 研究区长6组油藏米采油指数计算表

3.2 含水率对产液、产油能力的影响

油井的采油、采液指数是反映油井生产能力的重要指标之一，而不同含水条件下油井产液、采油指数的确定更是油田制定合理开采制度的重要依据。通过油田相渗曲线，可进一步确定油井的无因次产油、产液指数与含水率以及含水饱和度的之间的关系，最终了确定油井的产油、产液水平。

对于低渗透储层而言，流体在储层中流动时，以非达西渗流为主，且存在着一定启动压力，假设水在储层中流动时，不存在启动压力梯度，则油井单井产液、产油以及无水产液量可通过以下公式获得：

式中 K0、Kw为油相、水相相渗透率，m2；K为绝对渗透率，m2；δP为启动压力，Pa；ΔP为生产压差，Pa；rw为井径，m；h为有效厚度，m；s为表皮系数，无因次；Re为供给井径，m；μw、μ0为水的黏度、油的黏度 Pa·s。；B0、Bw为原油、地层水体积系数，无因次。

根据无因次产液指数定义有

将式3、4、5式代入式6得

式中Krw、Kr0为水相、油相相对渗透率；为无因次采液指数。

低渗透油田产水率为

将式8代入式7得到低渗透油田无因次采液指数为

又因

式中 JL（fw=0）为含水率为零时的采液指数。

采液指数：

采油指数：

从计算公式看出，油田油井产液能力的大小于油层的含水饱和度（含水率）和启动压力梯度有关。

对研究区实测采油指数与含水率进行拟合，可得出二者之间的关系。（见图2），进一步计算可得研究区无水驱采液指数为1.875 m3/(d·MPa)，并绘制完成了研究区无因次采液、产油指数与含水率的关系曲线，研究区采液指数和采油指数与含水率的关系曲线（图3、图4、图5）。

图2 研究区实际采油指数与含水率关系曲线

图3 研究区无因次采液/采油指数与含水率关系曲线

图4 研究区无因次采液指数与含水饱和度关系曲线

图5 研究区无因次采液指数与含水率关系曲线

从曲线图上可看出，研究区的产油指数与含水率呈反比，及含水率增大，产油指数降低，产液指数则随着含水率增高先增大，后减小。此外，因启动压力梯度的存在，导致无因次产液、产油指数与启动压力梯度的变化规律与生产实际存在着一定误差，这是因为在室内进行油水相渗实验时，对启动压力考虑较少，这样造成了和油田的实际开发也存在着一定的误差。采油指数与含水率关系图上可以看出，当研究区采液、采油指数为0.4时，理论计算与实际开发较为符合。这表明研究区的渗流启动压力梯度为驱动压力梯度的0.6倍。

综合分析研究区长6油层组油井生产能力为0.43t/d，实际单井日产原油0.43×300/365=0.35 t/d。

4 结论

1） 目前，研究区长6油层组注水井实际注水量偏低，应在进一步提高，单井平均配注量应达到3.40 m3/d方可达到注采平衡。2）结合现场测试分析及含水率等多种因素分析，研究区目前单井产能为0.43t/d。