超高含水期／阶段概念在剩余油挖潜中的应用——以下二门油田核桃园组三段Ⅳ油组4小层为例

杨万有，郑春峰 葛春晓 （中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司钻采工程研究所，天津300452）

经济极限含水是指油田在开发中后期时，油田投入和产出达到平衡时的含水。目前普遍把98%定义为经济极限含水，很少见有关极限含水大于98%时油田开发调整方案制定方法、剩余油挖潜等研究内容的相关报道［1～3］。实际上随着油价持续走高和油气田开采成本的下降，仍把98%定义为经济极限含水已不适用于开发的需求。统计表明当油田含水大于98%时，多数油田局部剩余油饱和度仍大于50%，该类油田通过有效措施挖潜仍具有很大的潜力［4，5］。

1 超高含水期定义

经济极限含水率计算公式见式 （1），式中产液量取30t／d（Eh4（4）3平均日产液），油价选取目前油价浮动上下线，分别为95美元／桶（约4000元／t）和120美元／桶 （约5100元／t）。

式中：BF为单井年固定成本，104元；BV为单井年变动成本，104元；QL为单井年产液量，104t；P为原油价格，元／t；α为原油综合税率，1；β为原油商品率，1；fw为极限含水率，1。

图1 不同油价下对应的极限含水率

图1计算结果表明，当油价95美元／桶 （约4000元／t）时，计算经济极限含水率为98．86%，定义Eh4（4）3超高含水Ⅰ期含水率为98．86%，98%～98．86%含水率的阶段称之为超高含水Ⅰ阶段。当油价120美元／桶 （约5100元／t）时，计算经济极限含水率为99．33%，定义Eh4（4）3超高含水率Ⅱ期含水率为99．33%，98．86%～99．33%含水率的阶段称之为超高含水Ⅱ阶段。

2 经济极限产油量计算

2.1 老井经济极限产油量计算

随着综合含水的升高，老井经济极限产油量随之升高，若在超高含水期老井继续开发生产，只有产油量大于经济极限产油量时油井才有利润空间［6］（水平井年操作费用按照直井年操作费用的2．5倍来处理）。

老井经济极限产油量计算公式如下所示：

式中：qo为经济极限产油量，t／d；F为单井固定成本，元；v为吨液可变成本，元／t；t为时间，d。

图2 直井 （老井）经济极限产油量与含水率关系

图3 水平井 （老井）经济极限产油量与含水率关系

2.2 调整井经济极限年产油量计算

调整井经济极限年产油量是指新井投产所获得的收益能弥补全部投资费 （调整井投产初期含水以零计算），

调整井经济极限年产油量计算公式如下所示：

式中：Qo为经济极限年产油量，104t；a为单井年递减率，1；Co为单井年操作费，104元／（井·a）；i为贴现率，1；T为评价时间，a；M为单井投资，104元／井。

计算结果表明，油价为4000元／t时，经济极限产油量直井为3．5×104t／a，水平井为4．6×104t／a；油价为5100元／t时，经济极限产油量直井为2．2×104t／a，水平井为2．89×104t／a，如图4所示。

3.2 措施挖潜原则

调整原则：①西部主体区通过改变液流方向提高注入水利用率［7，8］；②东部上倾部位以经济极限计算结果为依据完善注采关系；③通过油井补孔、层系转换提高非主力油层水驱控制程度；④在剩余油富集区考虑打调整井、老井补孔、反层和转注等措施相结合［9］。

图4 不同油价下调整井 （直井和水平井）的年经济极限产油量

3.3 措施挖潜方案制定

依据上述4个挖潜原则制定3种调整方案，应用Eclipse数值模拟软件在历史拟合基础上对不同方案进行预测。着重分析超高含水Ⅰ、Ⅱ阶段开发年限、采出程度提高值和净收益值。不同调整方案配产、配注和调整方式见表1。

方案预测中，模型运行截止时间遵循以下两个原则：①工区平均含水率分别等于超高含水Ⅰ期和超高含水Ⅱ期；②单井 （直井／水平井，老井和调整井）产油量低于单井经济极限产油量。

表1 不同开发方案制定统计表

3.4 结果优化分析

预测结果 （见图5、6）表明，3种方案初期含水率均得到有效控制。

1）方案1初期产油量39．5t／d，含水率降至85．5%。在超高含水Ⅰ阶段用时5．1a，累计增油2．0×104t，采出程度提高2．7%，净收益0．14×108元。在超高含水Ⅱ阶段用时7．4a，累计增油2．3×104t，采出程度提高3．1%，净收益0．17×108元。方案1在不同超高含水阶段采出程度提高2．7%～3．1%，但净收益较低。

2）方案2初期产油量59．2t／d，含水率降至80．3%。在超高含水Ⅰ阶段用时4．5a，累计增油1．9×104t，采出程度提高2．5%，净收益－0．04×108元。在超高含水Ⅱ阶段用时6．8a，累计增油2．5×104t，采出程度提高3．3%，净收益－0．07×108元。方案2在不同超高含水阶段采出程度提高2．5%～3．3%，净收益为负值，方案不予采用。

3）方案3初期产油76．9t／d，含水率降至77．4%。在超高含水Ⅰ阶段用时3．9a，累计增油2．8×104t，采出程度提高3．1%，净收益0．24×108元。在超高含水Ⅱ阶段用时5．2a，累计增油3．4×104t，采出程度提高3．7%，净收益0．29×108元。方案3在不同超高含水阶段采出程度提高3．1%～3．7%，收益在 （0．24～0．29）×108元，具有可实施性。

图5 3种方案产油量对比图

图6 3种方案含水率对比图

4 结论

2）方案3在超高含水Ⅰ阶段用时3．9a，采出程度提高3．1%，净收益0．24×108元。超高含水Ⅱ阶段用时5．2a，采出程度提高3．7%，净收益0．29×108元。

3）超高含水Ⅰ、Ⅱ期／阶段概念的提出，为高含水、高采出程度老油田在超高含水阶段剩余油挖潜提供了新的研究思路。

［1］熊钰，卢智慧，李玉林，等 ．孤东油田小油砂体提高采收率技术 ［J］．特种油气藏，2010，17（1）：61～67．

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［3］杨元亮，宋文芳 ．单2块稠油油藏高含水后期提高采收率对策 ［J］．特种油气藏，2002，9（4）：50～52．

［4］Hammershaimb E C．Recovery efficiency of enhanced oil recovery methods：A review of significant field tests［J］．SPE12114，1983．

［5］于乐香，王星 ．新井初产油和老井含水的经济极限研究 ［J］．石油钻采工艺，2000，22（6）：39～41．

［6］黄文芬，王建勇，孙民生，等 ．水平井挖潜边底水构造油藏剩余油效果及影响因素分析 ［J］．特种油气藏，2001，8（3）：41～44．

［7］顾岱鸿，何顺利 ．特高含水期油田剩余油分布研究 ［J］．断块油气田，2004，11（6）：37～39．

［8］张新征，张烈辉，熊钰，等 ．高含水油田开发效果评价方法及应用研究 ［J］．大庆石油地质与开发，2005，24（3）：48～50．

［9］方宏长，冯明生 ．中国东部几个主要油田高含水期提高水驱采收率的方向 ［J］．石油勘探与开发，1999，26（1）：40～43．