M110區長8油藏合理流壓研究

張麗 付春波 趙天龍 尚教輝 趙麗霞 郭亞麗 眭金擴

（長慶油田分公司第二采油廠地質研究所 甘肅慶陽 745100）

1 基本概況

M110長8油藏受西部物源控制，砂體呈近東西向分布，砂體厚度較大，平均砂體厚度14m，主要發育長813小層。平均油層厚度9.3m，油藏埋深2599m，平均孔隙度9.86%，平均滲透率0.82mD，屬于超低滲油藏，動用含油面積5.5km2，動用地質儲量241.234t，動用可采儲量40.78×104t。

研究區共有油井51口，水井18口，平均單井日產油2.0t，綜合含水36.6%，平均動液面1538m；水井開井18口，平均單井日注水量16m3。地質儲量采油速度1.44%，地質儲量采出程度2.63%。

M110區兩項遞減均較小，年遞減-29.1%，標定遞減-5.97%，但壓力僅14.6MPa，壓力保持水平較低73.4%。

圖1 M110區遞減狀況柱狀圖

圖2 M110區壓力情況柱狀圖

目前主要開發矛盾表現為注采敏感，含水上升。投產至今含水上升20口，損失油量21t，平均見水周期14個月（同類油藏平均見水周期35個月），見水速度快。

按見水類型分為三類：見注入水（3口）：以主向井為主，表現為見效見水；見混合水（8口）：位于油藏中部，以側向井為主，液量平穩，含水上升，后期治理重點；見地層水（9口）：位于邊部，以側向井為主，上升類型以液量平穩為主。

按主側向井生產特征來看，主向井整體表現特征：見效見水，目前流壓7.1MPa，且從拉齊曲線來看液面下降快，能量虧空導致產量下降，目前流壓不合理。

側向井整體表現特征：見水不見效，液面下降快，平均泵深1794m，平均液面1550m，目前流壓6.7MPa，且主側向流壓差僅0.6MPa，后期需進一步優化。

2 合理流壓研究

本文通過IPR曲線，同時結合礦場實驗及同類油藏類比法計算該區合理流壓范圍。

2.1 IPR曲線法

當驅動方式為水壓驅動時（地層壓力＞飽和壓力＞流壓），油層中存在單相油流或油水兩相流動，流壓與油井產量之間呈線性關系，滲流符合達西定律：

對于水驅油藏，當油井流動壓力低于飽和壓力，由于原油脫氣，油相的流動能力將發生變化，此時油相相對流動能力Ko可表示為：

其中，Vm= Vo+Vw+Vg，式中Vo、Vw、Vg為井下油層部位油、氣、水的體積流量，m3/d。

將式（3）、（4）、（5）代入式（2）得到井底附近油層中油的相對流動能力：

如果井底壓力大于飽和壓力，則R=0。當井底流壓低于飽和壓力時，油井流入動態方程可以通過（6）式對油井的初始流動能力進行修正，得到既適用于井底流壓低于飽和壓力，又適用于井底流壓高于飽和壓力的油相流入動態方程，得到合理流壓計算方法：

式中，Jo為采油指數，m3/(d·MPa)；PR為地層壓力，MPa；Pwf為井底流動壓力，MPa；Pb為飽和壓力，MPa；R為油層部位氣油比,m3/m3；Bb為飽和壓力下原油體積系數；β為原油體積換算系數變化率，m3/MPa；fw為地面含水率，小數；Z為天然氣偏差系數；T為井底油層溫度；α為原油溶解系數，(m3/m3)/MPa；ρo為地面原油密度，g/cm3；Pb為飽和壓力，MPa。

通過計算得到M110區目前地層壓力下不同含水率的IPR曲線，從曲線中可以得到M110區合理流壓應不低于8.7MPa，主向井合理流壓不低于8.4MPa。

圖7 M110區目前地層壓力下不同含水率IPR曲線圖

2.2 礦場經驗法

統計了M110區流壓與含水上升幅度、流壓與初始產能及產能遞減散點圖，從流壓與含水上升幅度圖可以看出，合理流壓不低于7.8MPa。

從流壓與單井產能散點圖來看，流壓保持在7.9～11.0MPa，初期單井產能較高，并且單井產能遞減率相對較低，生產穩定形勢較好。

一般在保證產量最大化的前提下，同時能有效利用溶解氣驅能量，認為合理流壓保持在飽和壓力的80%較為合理，該區飽和壓力為11.24MPa，計算合理流壓8.9MPa。

圖8 流壓與含水上升幅度散點圖

2.3 同類油藏類比法

對比早期開發的同類三疊系長8油藏，主側向流壓差范圍分布于1.0～1.5MPa較為合理。

圖9 流壓與初期單井產能散點圖

圖10 流壓與單井產能月遞減率散點圖

表2 同類三疊系長8油藏基礎數據表

綜合認為：M110區合理流壓不低于7.8MPa，合理流壓范圍在7.8～8.9MPa，主側向流壓差范圍1.0MPa左右。

2.4 調整建議

根據所確定的合理流壓值，分析認為M110區目前流壓不合理井19口，按照主側向及見水風險級別，將其分為ABC三類，平均流壓由目前6.8MPa優化到7.8MPa。其中，A類井（8口），主要為主向井及含水上升井；B類井（7口），側向含水上升井及有見水風險井；C類井（4口），流壓低于7.0MPa的低含水井，目前生產穩定，后期可結合井筒治理實施。

3 結 論

通過合理流壓研究，確定了M110區后期流壓優化的方向，有以下幾點認識：

（1）通過降低流壓可提高單井產量，但流壓降低到一定程度，產量不增反而減少，存在一個合理范圍。

（2）通過IPR曲線、礦場試驗及類比等方法，綜合確定M110區目前地層壓力下的合理流壓范圍為7.8～8.9MPa。

（3）根據研究結果，目前M110區流壓不合理井數19口，確定了下步調整優化的方向。