G9區長4+5油藏穩產技術研究

沈延偉，郭玲君，李福軍，盧二付，陳江

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安710018）

G9區長4+5油藏穩產技術研究

沈延偉，郭玲君，李福軍，盧二付，陳江

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安710018）

當注水開發油田進入中含水期時，精細注采調整工作將成為油藏穩產工作的重點。通過結合G9區現場實際，綜合運用各種方法，對G9區長4+5油藏的合理流壓、采液速度、合理注采比進行了研究，為該區下一步制定精細注采調整對策提供了理論依據。本次的研究成果對同類長4+5油藏穩產方案提供了一定的參考價值。

注采調整；流壓；采液速度；注采比

姬塬油田G9區三疊系長4+5油藏位于鄂爾多斯盆地西傾單斜背景上的正向鼻隆側翼，為淺水臺地型三角洲相沉積的特低滲巖性油氣藏，平均油層厚度7.8 m，孔隙度11.9%、滲透率0.82 mD。目前該區已進入中含水期，含水上升速度快、開發技術不合理等問題突出，嚴重影響了該區開發效果，需進一步研究該區的合理開發技術方案，為該區的穩產提供科學依據。

1　開發現狀

該區塊自2006年試驗建產，采用300 m×300 m正方形反九點注采井網同步注水進行開發。經歷了2006-2007年規模建產階段，2008年油藏年產油量達到歷史最高，并開始進入遞減階段。2014年底日產液332 t，日產油153 t，綜合含水53.9%，地質儲量采油速度0.83%，地質儲量采液速度2.04%，地質儲量采出程度15.04%，自然遞減14.42%，綜合遞減11.51%，含水上升率12.4%。

2　穩產技術研究

為確保區塊產量穩定，必須對該區塊的開發技術方案進行合理的研究，為下一步工作提供理論的、科學的依據。而一個油藏合理的開發技術方案研究包括采油井井底流壓，地層壓力保持水平，注水壓力，采液速度，采油速度，注水強度，注采比等。結合姬塬油田G9區長4+5油藏的特征，本文選取采液速度、注水強度、合理流壓、注采比運用不同的方法來進行研究，從而選出最適合G9區油藏開發的指標。

2.1合理流壓研究

2.1.1根據飽和壓力確定的最低流壓根據低滲透油藏的開發經驗，合理流動壓力應不低于飽和壓力的2/3，最低流動壓力為飽和壓力的1/2，否則會引起油井脫氣半徑的擴大，降低油層的滲流能力。據此測算G9區長4+5油藏原始飽和壓力為7.53 MPa，由此計算出對應長4+5油藏最低合理流壓為5.02 MPa。

2.1.2油藏工程法對于水壓驅動油藏，當地層壓力＞飽和壓力＞井底流壓時，油層中存在單相油流或油水兩相流動，流動壓力與產量之間呈線性關系，滲流符合達西定律，此時當油井流動壓力低于飽和壓力以后，由于原油脫氣，采油井井底附近油層中滲流重要條件發生了變化，指示曲線向壓力軸偏轉，并出現最大產量點，此時就不能用達西公式來計算油井的產量了。描述這一流動狀況（流體為油、氣、水三相流動）的數學表達式為［1］：

對于油相有：

對于液相有：

式中：J0-采油指數，t/d·MPa；fw-含水，小數；R-井底附近油層出口端氣油比，m3/m3；Pr-地層壓力，MPa；Pwf-流動壓力，MPa。

通過對（3）式求解階導數并令其為零，簡化后可得到油井最低許流動壓力公式：

式中：α-天然氣溶解系數，m3/（m3·MPa）；Z-天然氣壓縮系數；T-油層絕對溫度，K；B0-原油體積系數；Pb-飽和壓力；Pr-地層壓力，MPa。

在實際生產中，在飽和壓力一定的條件下，每口采油井的含水和地層壓力差別較大，為更好地指導油井生產，特繪制了研究區不同地層壓力條件下，綜合含水與油井合理流動壓力圖版（見圖1）。

圖1　G9區不同含水率下流壓計算圖版

由圖1可以看出：在飽和壓力一定的條件下，隨著油井地層壓力的上升，油井的合理流動壓力亦隨之升高；油井見水后，隨著含水率上升，油井的合理流動壓力值下降，地層壓力越高，其下降幅度也越大。

由式（4）計算表明目前平均地層壓力條件下流壓隨含水增加而降低，G9區目前含水率為0.507，地層壓力為16.8 MPa，計算目前油藏合理井底流壓為4.98 MPa。2.1.3目前油井流壓評價該區實際流壓為5.01 MPa，與計算的最低流壓相比，在合適的范圍內，綜合評價流壓合適。分析該區目前流壓偏高區域主要位于南部，該區向南仍有擴邊空間，供液充足；流壓偏低區域主要位于北部，該區物性相對差，主要因為供液不足引起；中部流壓合理。

2.2合理采液速度研究

油田的合理產液量，應是油田工藝技術水平允許的最大生產壓差和合理油井數及不同含水階段平均采液指數的乘積。合理年產液計算公式如下：

合理采液速度為：

式中：VL-合理采液速度，%；QL-油田最大合理采液量，104t；JL-油井任意含水時的采液指數，t/t·MPa；NO-油井數，口；T-生產時間，365 d；Pr-地層壓力，MPa；ΔPL-最大合理生產壓差，MPa；Pwfmin-最小合理流壓，MPa。

由上述油藏工程公式及相應參數，分別按保持目前地層壓力和油井流壓，計算出采液速度；若按地層壓力保持在原始地層壓力的110%時，流壓保持在油藏工程計算合理流壓時，按照新儲量分別計算合理采液速度（見表1）。

表1　G9區長4+5油藏合理采液速度計算結果表

與目前采液速度相比，綜合研究認為G9區可適當提高采液速度，具有提液的空間。

2.3合理注采比研究

注采比是油田年度配產配注的一項重要指標，合理注采比的確定應能滿足產液量合理增長（或年產油量的要求），地層壓力得以保持或合理恢復的需要。以翁文波［2］的Lgoistic旋回為依據，建立區塊的綜合含水與累積耗水量、綜合含水與累積水油比的數學模型，從而可以求出區塊在不同含水時期，一定產油量指標與所需合理注水量的定量關系式。

累積耗水量是評價油田開發經濟效果的重要指標，表示采出1 t原油所需要消耗的注水量：

累積水油比表示每采出1 t原油的產水量：

用B小于0時的Logistic旋回模型建立綜合含水與累積耗水量、綜合含水與累積水油比的定量關系式，其數學模型用下式表示：

對同一個區塊或油田，可得：

利用累積耗水量與累積水油比的定義式，經整理得：

用上式對時間求導，得到：

對該油藏的實際開發數據進行數值擬合，可以較容易地求出不同含水時期的合理注采比與合理注水量（見圖2、圖3）。

圖2　G9區不同含水階段合理注采比曲線

圖3　G9區長4+5油藏甲型水驅曲線

若G9區的采液速度保持在2.51%時，注水量與注采比。與目前實際對比，目前含水50.7%，理論注采比應控制在2.51左右，目前實際注采比2.23，略低于理論值，可適當提高注水量和采液量。

3　穩產技術應用

針對2014年以來G9區塊長4+5油藏開發效果變差，2015年對該油藏進行了局部加強調整，通過細分流動單元，精細注采管理，油藏的開發指標目前相對2014年有所好轉，目前日產液364 t，日產油179 t，綜合含水50.7%，自然遞減8.21%，綜合遞減6.93%，含水上升率-2.6%，仍需進一步加強控制。

4　結論

（1）對于流壓偏低和偏高的油井，應改變油井的工作制度，進行提液或降低液量生產。

（2）針對區塊非均質性強、壓力、含水分布不均衡，局部高壓區，油井含水上升速度快，局部低壓區補充能量與油井裂縫性見水矛盾的開發特征，應精細注水調控，對不同區域執行合理注水技術方案。

（3）隨著注水時間的延長，個別井注水壓力升高，吸水能力下降；裂縫發育區注入水單向突進明顯，注水效果變差，應實施堵水調剖。

［1］才汝成.低滲透油藏開發新技術［M］.北京：中國石化出版社，2003.

［2］翁文波.預測論基礎［M］.北京：石油工業出版社，1984.

［3］陳元千.油氣藏工程計算方法［M］.北京：石油工業出版社，1989.

G9 block with long 4+5 reservoir stable of technology research

SHEN Yanwei，GUO Lingjun，LI Fujun，LU Erfu，CHEN Jiang
（Oil Production Plant 5 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China）

Water entering in water flooding oilfields，fine adjusting injection work will become the focus of reservoir productivity.Through a combination of on-site using a variety of methods，G9 the reasonable flow pressure，Chang 4+5 reservoir recovery rate，reasonable water injection rate and injection-production ratio is studied，injection-production adjustment measures for further development in the area of fine provides a theoretical basis.Research outcomes for similar Chang 4+5 reservoir in this stability programme has provided some reference value.

injection-production adjustment；flowing pressure；liquid withdraw rate；injection-production ratio

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.07.014

TE357.6

A

1673-5285（2015）07-0060-04

2015－06-24

沈延偉，男（1986-），青海人，工程師，2008年畢業于中國石油大學（華東）資源勘查工程專業，現從事油田開發方面的工作，郵箱：331579621@qq.com。