長慶油田侏羅系區塊合理生產壓差確定

高長旺，李春娟，馮鍶桁

（1.西北大學地質學系，陜西西安710069；2.中國石油長慶油田分公司第二采油廠，甘肅慶陽745100）

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長慶油田侏羅系區塊合理生產壓差確定

高長旺1，李春娟2，馮鍶桁2

（1.西北大學地質學系，陜西西安710069；2.中國石油長慶油田分公司第二采油廠，甘肅慶陽745100）

長慶油田里151區為邊底水油藏處于開發初期，平面開發矛盾突出（采液強度分布不均、生產壓差分布不均），但又缺乏對其評價的標準這一現狀，以邊底水油藏生產開采機理理論為指導，確定油井生產時的最大生產壓差，并且分析評價了生產壓差與含水的關系及效果認識，為后期里151區及長慶油田同類邊底水油藏的“高效開發”提供評價標準及理論依據。

邊底水油藏；開采機理；含水；最大生產壓差

1　基本概況

1.1勘探概況

里151區2009年7月開始圍繞里151井滾動建產，共計完鉆38口井，其中油井32口，水井6口，平均鉆遇油層8.1m，油水層10.9m。完試井37口，其中油井31口，水井6口，平均日產油30.9 m3，日產水3.5 m3。目前油井正常開井31口，平均日產液7.68 m3，日產油4.42 t，含水為31.6%，累計產油2.9×104t，注水井5口，單井日注22m3。里151區侏羅系已控制疊合含油面積4.5 km2，地質儲量337.7×104t，里151區延81+2為主要開發含油層系，含油面積1.9 km2，地質儲量114×104t。

1.2地層特征

里151區只有延92層內變異系數大于0.7，突進系數均大于3，表現為強非均質特征；延81+2層變異系數均小于0.5，屬于弱非均質；其他小層為中等非均質。地層水水型劃分為CaCl2、NaHCO3、MgCl2及Na2SO4型［1］。認為地表水或淺層地下水主要是Na2SO4型、礦化度比較低，深層主要是CaCl2型水、礦化度最高，兩者之間一般是MgCl2型水；而在淺層和深層均可存在NaHCO3型水，一般淺層礦化度低，深層則較高。按其分類，在對里151區所有見水井的水型化驗得出結論：里151區水型按層位可劃分為三類：NaHCO3型（延8），Na2SO4型（延9），MgCl2型（延10）。

圖1　里151區動液面變化曲線

圖2　里151區壓力對比圖

圖3　里151區采油速度與含水關系曲線

2　開發形勢

2.1開發現狀

里151區2009年開發，2010年11月該區進入注水開發階段，儲層物性較好，采油速度較低，開發初期為中含水采油階段。截止2013年6月地質儲量采出程度4.27%，地質儲量采油速度1.43%，綜合含水31.6%，平均單井產能4.42 t/d。

2.2開發中存在的問題

2.2.1能量基礎薄弱里151區底水較厚，屬于邊底水油藏，開發初期依靠自然能量開采，由于邊底水不活躍，伴隨開發歷程，能量下降勢必導致產能下降（見圖1）。

動液面變化曲線上看：統計里151區液面，2013年6月區塊平均動液面930m，沉沒度189 m，和2012年7月相比下降47m，延81+2油藏和2012年7月對比下降79 m。由壓力變化柱狀圖（見圖2）可知：統計里151區5口可對比壓力，壓力由初期的10.9MPa降至目前的8.51MPa，壓力呈現下降趨勢。為了夯實油藏能量基礎，實現油藏高效開發，2011-2013年底已對區塊實施轉投水井3口，能量問題正在解決。

2.2.2采油速度低通過采液速度、含水率兩項指標對里151區邊底水油藏開發效果進行評價。里151區采油速度目前呈現平穩趨勢，含水保持平穩，所以采油速度保持在1.5%左右較為合理。2012年地質儲量337.7×104t，2013年6月產油4 106 t，折算采油速度1.43%，仍處于低采油速度運行（見圖3、表1）。

2.2.3平面采液強度（生產壓差）分布不均從采液強度分布圖上看：全區平均采液強度0.68 m3/d·m，采液強度分布不均，表現為油藏南部采液強度大。從生產壓差分布圖上看：全區平均生產壓差3.18 MPa，生產壓差分布不均，表現為南部生產壓差大。里151區平面開發矛盾突出，采液強度、生產壓差平面分布不均，理論上未研究其合理生產壓差范圍，缺乏評價標準［2］，從而不能確定生產壓差的合理性，因此為實施油藏高效開發，對里151區合理生產壓差的研究勢在必行（見圖4、圖5）。

表1　采油速度等級劃分表（SY/T5838-93）

圖4　里151區2013年6月采液強度分布圖

圖5　里151區2013年6月生產壓差分布圖

圖6　水錐示意圖

3　合理生產壓差研究

3.1底水驅動的方式

底水油藏其底水在開采過程中有兩種基本的驅動類型：托進和錐井。托進：指底水驅動時，水驅前緣（油水界面）在油層中緩慢、均勻、大面積的向上移動。托進主要發生在油層內或距離油井較遠的區域，托進驅動有利于水均勻驅油，驅油效率較高，無水生產期較長，最終采出程度高。錐進：指底水驅動時，底水沿著局部高滲帶流向油井。錐進主要發生在油井附近，錐進可使油井很快見水，無水生產期縮短，且降低最終采收率。里151區侏羅系延8油藏屬于典型的底水錐進油藏，在開發過程中，生產壓差不合理必將導致底水錐進，降低油藏最終采收率［3，4］。

3.2底水錐進的機理

當射開底水油層時，隨著油井以一定產量生產，在井底形成一壓降漏斗。在開采前近似水平的油水界面，在油水勢梯度的作用下發生變形，在井底形成一錐體形狀。以一定的產量穩定生產，則形成的水錐可以穩定在一定高度。當油井產量增加時，水錐高度增加，直到底水進入油井，油井開始見水。對于一般的油水層直接接觸的底水油層，其形成的水錐（見圖6）。

油水界面會由開采前的近似水平的CC'界面變形，并上升到CDC'位置，若油井產量在一定范圍內，則油水界面可能穩定在CDC'位置，由于分界面以下的水不流動，所以壓力可按靜壓力學分布。

在分界面上任選一點M，則M點的壓力為：

式中：PM-距井RO處分界面壓力，MPa；ρ水-水的密度，t/m3；ρ油-油的密度，t/m3；yM-M點高出原始分界面的CC'的高度，m。

未生產時，M點屬于含油區，此時壓力按靜水壓力分布，其壓力為：

式（2）-式（1），得油井生產前后M點的壓差為：

在此壓差作用下，使水質點從CC'上升到了M點。同理求得井底以下錐頂D點的壓差為：

當油井產量增大時，井底壓差也增大，從式（3）和式（4）可以看出，錐頂的高度y也增大。當y增大到射孔底部位置時，水就侵入油井。因此，只要計算出油水界面至射孔底部的最大距離就可折算出該井生產時的最大生產壓差，從而延長油井無水采油期。

3.3生產驗證分析及下步治理對策

3.3.1生產驗證分析里148-08井投產初期生產壓差0.90 MPa，低于理論最大生產壓差1.16 MPa，含水一直平穩，后期因能量不足液面下降，導致該井生產壓差變大，超過最大生產壓差1.16 MPa，導致含水上升，下步上提泵掛100m。

里150-05：生產壓差一低于理論最大水平運行（5.88 MPa），含水自2011年4月投產以來一直保持平穩，后期由于地層能量不足，液面下降，導致該井生產壓差較大，但生產壓差一直小于最大生產壓差，所以含水持續保持平穩。

里151-02：投產初期至2011年1月生產壓差低于理論最大水平2.58 MPa，含水抑制保持平穩，2011年1月至2012年7月生產壓差一直在最大理論水平以上運行，造成含水上升，2013年2月進行限液控水，生產壓差下降，含水呈現下降趨勢，下步維持現狀生產。

3.3.2下步治理對策通過對比分析：里151區5口井生產壓差過大，如果不及時調整將導致底水錐進，建議后期里150-01、里150-03、里149-04、里148-08上提泵掛100 m，對里147-09井上提泵掛200 m。另外3口井生產壓差過小，如果不調整將導致區塊采油速度低，油藏潛能未能得到充分發揮，建議后期對里148-04井加深泵掛200 m進行生產；對里149-06井加深泵掛250m進行生產；對里147-010井加深泵掛150m進行生產。

4　結論與認識

（1）通過采油速度與含水的關系曲線分析：里151區合理采油速度在1.5%左右，目前全區采油速度為1.43%，處于低采油速度運行，油藏潛能未得到充分發揮，后期應對部分油井實施放大生產壓差生產。

（2）里151區為是邊底水油藏，雖邊底水較厚，但由于邊底水不活躍，該區能量呈現下降趨勢，后期人工注水是保持該區高效開發的能量基礎。

（3）運用以上方法，能有效地確定邊底水油藏的最大生產壓差，結合與實際生產壓差的對標分析制定合理措施可延長無水采油期，為下步其他同類區塊合理生產壓差的調整提供有力的理論依據。

（4）此理論計算方法，在計算過程中可避免一些不確定參數對計算結果的影響，但油水界面的確定缺乏精確性，后期有待進一步研究。

［1］趙向宏.提高天然水驅油藏開發效果途徑［J］.大慶石油地質與開發，1998，（3）：22-23.

［2］趙向宏.水驅小油藏合理采液壓差、合理井網密度及布井方式研究［J］.石油勘探與開發，1994，21（1）：75-79.

［3］龐子俊，趙向宏.對低滲透油田天然水驅能量的分析［J］.石油勘探與開發，1987，（6）：20-22.

［4］龐子俊，趙向宏.陜甘寧盆地小型邊底水砂巖油田開發研究［M］.北京：石油工業出版社，1996.

Changqing oilfield block Jurassic determ ine reasonable production pressure

GAO Changwang1，LI Chunjuan2，FENG Siheng2
（1.Department of Geology，Northwest University，Xi'an Shanxi 710069，China；2.Oil Production Plant 2 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Qingyang Gansu 745100，China）

Changqing oilfield in 151 areas of edge and bottom water reservoir development in the early development of flat contradiction（the uneven distribution of liquid production intensity，producing pressure uneven distribution），but the lack of its evaluation criteria to this situation，in order to edge and bottom water reservoir production mechanism of exploitation theory as a guide to determine the largest producer of oil production pressure，and the analysis and evaluation of the relationship between production pressure and moisture content and effect of knowledge，for the latter in 151 areas and similar edge and bottom water Changqing oilfield reservoir of the"efficient development"provides evaluation criteria and theoretical basis.

edge and bottom water reservoir；exploitationmechanism；water content；maximum production pressure difference

TE341

A

1673-5285（2016）07-0037-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.009

2016－05-29