G9区长4+5油藏稳产技术研究

沈延伟，郭玲君，李福军，卢二付，陈江

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安710018）

G9区长4+5油藏稳产技术研究

沈延伟，郭玲君，李福军，卢二付，陈江

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安710018）

当注水开发油田进入中含水期时，精细注采调整工作将成为油藏稳产工作的重点。通过结合G9区现场实际，综合运用各种方法，对G9区长4+5油藏的合理流压、采液速度、合理注采比进行了研究，为该区下一步制定精细注采调整对策提供了理论依据。本次的研究成果对同类长4+5油藏稳产方案提供了一定的参考价值。

注采调整；流压；采液速度；注采比

姬塬油田G9区三叠系长4+5油藏位于鄂尔多斯盆地西倾单斜背景上的正向鼻隆侧翼，为浅水台地型三角洲相沉积的特低渗岩性油气藏，平均油层厚度7.8 m，孔隙度11.9%、渗透率0.82 mD。目前该区已进入中含水期，含水上升速度快、开发技术不合理等问题突出，严重影响了该区开发效果，需进一步研究该区的合理开发技术方案，为该区的稳产提供科学依据。

1　开发现状

该区块自2006年试验建产，采用300 m×300 m正方形反九点注采井网同步注水进行开发。经历了2006-2007年规模建产阶段，2008年油藏年产油量达到历史最高，并开始进入递减阶段。2014年底日产液332 t，日产油153 t，综合含水53.9%，地质储量采油速度0.83%，地质储量采液速度2.04%，地质储量采出程度15.04%，自然递减14.42%，综合递减11.51%，含水上升率12.4%。

2　稳产技术研究

为确保区块产量稳定，必须对该区块的开发技术方案进行合理的研究，为下一步工作提供理论的、科学的依据。而一个油藏合理的开发技术方案研究包括采油井井底流压，地层压力保持水平，注水压力，采液速度，采油速度，注水强度，注采比等。结合姬塬油田G9区长4+5油藏的特征，本文选取采液速度、注水强度、合理流压、注采比运用不同的方法来进行研究，从而选出最适合G9区油藏开发的指标。

2.1合理流压研究

2.1.1根据饱和压力确定的最低流压根据低渗透油藏的开发经验，合理流动压力应不低于饱和压力的2/3，最低流动压力为饱和压力的1/2，否则会引起油井脱气半径的扩大，降低油层的渗流能力。据此测算G9区长4+5油藏原始饱和压力为7.53 MPa，由此计算出对应长4+5油藏最低合理流压为5.02 MPa。

2.1.2油藏工程法对于水压驱动油藏，当地层压力＞饱和压力＞井底流压时，油层中存在单相油流或油水两相流动，流动压力与产量之间呈线性关系，渗流符合达西定律，此时当油井流动压力低于饱和压力以后，由于原油脱气，采油井井底附近油层中渗流重要条件发生了变化，指示曲线向压力轴偏转，并出现最大产量点，此时就不能用达西公式来计算油井的产量了。描述这一流动状况（流体为油、气、水三相流动）的数学表达式为［1］：

对于油相有：

对于液相有：

式中：J0-采油指数，t/d·MPa；fw-含水，小数；R-井底附近油层出口端气油比，m3/m3；Pr-地层压力，MPa；Pwf-流动压力，MPa。

通过对（3）式求解阶导数并令其为零，简化后可得到油井最低许流动压力公式：

式中：α-天然气溶解系数，m3/（m3·MPa）；Z-天然气压缩系数；T-油层绝对温度，K；B0-原油体积系数；Pb-饱和压力；Pr-地层压力，MPa。

在实际生产中，在饱和压力一定的条件下，每口采油井的含水和地层压力差别较大，为更好地指导油井生产，特绘制了研究区不同地层压力条件下，综合含水与油井合理流动压力图版（见图1）。

图1　G9区不同含水率下流压计算图版

由图1可以看出：在饱和压力一定的条件下，随着油井地层压力的上升，油井的合理流动压力亦随之升高；油井见水后，随着含水率上升，油井的合理流动压力值下降，地层压力越高，其下降幅度也越大。

由式（4）计算表明目前平均地层压力条件下流压随含水增加而降低，G9区目前含水率为0.507，地层压力为16.8 MPa，计算目前油藏合理井底流压为4.98 MPa。2.1.3目前油井流压评价该区实际流压为5.01 MPa，与计算的最低流压相比，在合适的范围内，综合评价流压合适。分析该区目前流压偏高区域主要位于南部，该区向南仍有扩边空间，供液充足；流压偏低区域主要位于北部，该区物性相对差，主要因为供液不足引起；中部流压合理。

2.2合理采液速度研究

油田的合理产液量，应是油田工艺技术水平允许的最大生产压差和合理油井数及不同含水阶段平均采液指数的乘积。合理年产液计算公式如下：

合理采液速度为：

式中：VL-合理采液速度，%；QL-油田最大合理采液量，104t；JL-油井任意含水时的采液指数，t/t·MPa；NO-油井数，口；T-生产时间，365 d；Pr-地层压力，MPa；ΔPL-最大合理生产压差，MPa；Pwfmin-最小合理流压，MPa。

由上述油藏工程公式及相应参数，分别按保持目前地层压力和油井流压，计算出采液速度；若按地层压力保持在原始地层压力的110%时，流压保持在油藏工程计算合理流压时，按照新储量分别计算合理采液速度（见表1）。

表1　G9区长4+5油藏合理采液速度计算结果表

与目前采液速度相比，综合研究认为G9区可适当提高采液速度，具有提液的空间。

2.3合理注采比研究

注采比是油田年度配产配注的一项重要指标，合理注采比的确定应能满足产液量合理增长（或年产油量的要求），地层压力得以保持或合理恢复的需要。以翁文波［2］的Lgoistic旋回为依据，建立区块的综合含水与累积耗水量、综合含水与累积水油比的数学模型，从而可以求出区块在不同含水时期，一定产油量指标与所需合理注水量的定量关系式。

累积耗水量是评价油田开发经济效果的重要指标，表示采出1 t原油所需要消耗的注水量：

累积水油比表示每采出1 t原油的产水量：

用B小于0时的Logistic旋回模型建立综合含水与累积耗水量、综合含水与累积水油比的定量关系式，其数学模型用下式表示：

对同一个区块或油田，可得：

利用累积耗水量与累积水油比的定义式，经整理得：

用上式对时间求导，得到：

对该油藏的实际开发数据进行数值拟合，可以较容易地求出不同含水时期的合理注采比与合理注水量（见图2、图3）。

图2　G9区不同含水阶段合理注采比曲线

图3　G9区长4+5油藏甲型水驱曲线

若G9区的采液速度保持在2.51%时，注水量与注采比。与目前实际对比，目前含水50.7%，理论注采比应控制在2.51左右，目前实际注采比2.23，略低于理论值，可适当提高注水量和采液量。

3　稳产技术应用

针对2014年以来G9区块长4+5油藏开发效果变差，2015年对该油藏进行了局部加强调整，通过细分流动单元，精细注采管理，油藏的开发指标目前相对2014年有所好转，目前日产液364 t，日产油179 t，综合含水50.7%，自然递减8.21%，综合递减6.93%，含水上升率-2.6%，仍需进一步加强控制。

4　结论

（1）对于流压偏低和偏高的油井，应改变油井的工作制度，进行提液或降低液量生产。

（2）针对区块非均质性强、压力、含水分布不均衡，局部高压区，油井含水上升速度快，局部低压区补充能量与油井裂缝性见水矛盾的开发特征，应精细注水调控，对不同区域执行合理注水技术方案。

（3）随着注水时间的延长，个别井注水压力升高，吸水能力下降；裂缝发育区注入水单向突进明显，注水效果变差，应实施堵水调剖。

［1］才汝成.低渗透油藏开发新技术［M］.北京：中国石化出版社，2003.

［2］翁文波.预测论基础［M］.北京：石油工业出版社，1984.

［3］陈元千.油气藏工程计算方法［M］.北京：石油工业出版社，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

沈延伟，男（1986-），青海人，工程师，2008年毕业于中国石油大学（华东）资源勘查工程专业，现从事油田开发方面的工作，邮箱：331579621@qq.com。