长庆油田侏罗系区块合理生产压差确定

高长旺，李春娟，冯锶桁

（1.西北大学地质学系，陕西西安710069；2.中国石油长庆油田分公司第二采油厂，甘肃庆阳745100）



长庆油田侏罗系区块合理生产压差确定

高长旺1，李春娟2，冯锶桁2

（1.西北大学地质学系，陕西西安710069；2.中国石油长庆油田分公司第二采油厂，甘肃庆阳745100）

长庆油田里151区为边底水油藏处于开发初期，平面开发矛盾突出（采液强度分布不均、生产压差分布不均），但又缺乏对其评价的标准这一现状，以边底水油藏生产开采机理理论为指导，确定油井生产时的最大生产压差，并且分析评价了生产压差与含水的关系及效果认识，为后期里151区及长庆油田同类边底水油藏的“高效开发”提供评价标准及理论依据。

边底水油藏；开采机理；含水；最大生产压差

1　基本概况

1.1勘探概况

里151区2009年7月开始围绕里151井滚动建产，共计完钻38口井，其中油井32口，水井6口，平均钻遇油层8.1m，油水层10.9m。完试井37口，其中油井31口，水井6口，平均日产油30.9 m3，日产水3.5 m3。目前油井正常开井31口，平均日产液7.68 m3，日产油4.42 t，含水为31.6%，累计产油2.9×104t，注水井5口，单井日注22m3。里151区侏罗系已控制叠合含油面积4.5 km2，地质储量337.7×104t，里151区延81+2为主要开发含油层系，含油面积1.9 km2，地质储量114×104t。

1.2地层特征

里151区只有延92层内变异系数大于0.7，突进系数均大于3，表现为强非均质特征；延81+2层变异系数均小于0.5，属于弱非均质；其他小层为中等非均质。地层水水型划分为CaCl2、NaHCO3、MgCl2及Na2SO4型［1］。认为地表水或浅层地下水主要是Na2SO4型、矿化度比较低，深层主要是CaCl2型水、矿化度最高，两者之间一般是MgCl2型水；而在浅层和深层均可存在NaHCO3型水，一般浅层矿化度低，深层则较高。按其分类，在对里151区所有见水井的水型化验得出结论：里151区水型按层位可划分为三类：NaHCO3型（延8），Na2SO4型（延9），MgCl2型（延10）。

图1　里151区动液面变化曲线

图2　里151区压力对比图

图3　里151区采油速度与含水关系曲线

2　开发形势

2.1开发现状

里151区2009年开发，2010年11月该区进入注水开发阶段，储层物性较好，采油速度较低，开发初期为中含水采油阶段。截止2013年6月地质储量采出程度4.27%，地质储量采油速度1.43%，综合含水31.6%，平均单井产能4.42 t/d。

2.2开发中存在的问题

2.2.1能量基础薄弱里151区底水较厚，属于边底水油藏，开发初期依靠自然能量开采，由于边底水不活跃，伴随开发历程，能量下降势必导致产能下降（见图1）。

动液面变化曲线上看：统计里151区液面，2013年6月区块平均动液面930m，沉没度189 m，和2012年7月相比下降47m，延81+2油藏和2012年7月对比下降79 m。由压力变化柱状图（见图2）可知：统计里151区5口可对比压力，压力由初期的10.9MPa降至目前的8.51MPa，压力呈现下降趋势。为了夯实油藏能量基础，实现油藏高效开发，2011-2013年底已对区块实施转投水井3口，能量问题正在解决。

2.2.2采油速度低通过采液速度、含水率两项指标对里151区边底水油藏开发效果进行评价。里151区采油速度目前呈现平稳趋势，含水保持平稳，所以采油速度保持在1.5%左右较为合理。2012年地质储量337.7×104t，2013年6月产油4 106 t，折算采油速度1.43%，仍处于低采油速度运行（见图3、表1）。

2.2.3平面采液强度（生产压差）分布不均从采液强度分布图上看：全区平均采液强度0.68 m3/d·m，采液强度分布不均，表现为油藏南部采液强度大。从生产压差分布图上看：全区平均生产压差3.18 MPa，生产压差分布不均，表现为南部生产压差大。里151区平面开发矛盾突出，采液强度、生产压差平面分布不均，理论上未研究其合理生产压差范围，缺乏评价标准［2］，从而不能确定生产压差的合理性，因此为实施油藏高效开发，对里151区合理生产压差的研究势在必行（见图4、图5）。

表1　采油速度等级划分表（SY/T5838-93）

图4　里151区2013年6月采液强度分布图

图5　里151区2013年6月生产压差分布图

图6　水锥示意图

3　合理生产压差研究

3.1底水驱动的方式

底水油藏其底水在开采过程中有两种基本的驱动类型：托进和锥井。托进：指底水驱动时，水驱前缘（油水界面）在油层中缓慢、均匀、大面积的向上移动。托进主要发生在油层内或距离油井较远的区域，托进驱动有利于水均匀驱油，驱油效率较高，无水生产期较长，最终采出程度高。锥进：指底水驱动时，底水沿着局部高渗带流向油井。锥进主要发生在油井附近，锥进可使油井很快见水，无水生产期缩短，且降低最终采收率。里151区侏罗系延8油藏属于典型的底水锥进油藏，在开发过程中，生产压差不合理必将导致底水锥进，降低油藏最终采收率［3，4］。

3.2底水锥进的机理

当射开底水油层时，随着油井以一定产量生产，在井底形成一压降漏斗。在开采前近似水平的油水界面，在油水势梯度的作用下发生变形，在井底形成一锥体形状。以一定的产量稳定生产，则形成的水锥可以稳定在一定高度。当油井产量增加时，水锥高度增加，直到底水进入油井，油井开始见水。对于一般的油水层直接接触的底水油层，其形成的水锥（见图6）。

油水界面会由开采前的近似水平的CC'界面变形，并上升到CDC'位置，若油井产量在一定范围内，则油水界面可能稳定在CDC'位置，由于分界面以下的水不流动，所以压力可按静压力学分布。

在分界面上任选一点M，则M点的压力为：

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

未生产时，M点属于含油区，此时压力按静水压力分布，其压力为：

式（2）-式（1），得油井生产前后M点的压差为：

在此压差作用下，使水质点从CC'上升到了M点。同理求得井底以下锥顶D点的压差为：

当油井产量增大时，井底压差也增大，从式（3）和式（4）可以看出，锥顶的高度y也增大。当y增大到射孔底部位置时，水就侵入油井。因此，只要计算出油水界面至射孔底部的最大距离就可折算出该井生产时的最大生产压差，从而延长油井无水采油期。

3.3生产验证分析及下步治理对策

3.3.1生产验证分析里148-08井投产初期生产压差0.90 MPa，低于理论最大生产压差1.16 MPa，含水一直平稳，后期因能量不足液面下降，导致该井生产压差变大，超过最大生产压差1.16 MPa，导致含水上升，下步上提泵挂100m。

里150-05：生产压差一低于理论最大水平运行（5.88 MPa），含水自2011年4月投产以来一直保持平稳，后期由于地层能量不足，液面下降，导致该井生产压差较大，但生产压差一直小于最大生产压差，所以含水持续保持平稳。

里151-02：投产初期至2011年1月生产压差低于理论最大水平2.58 MPa，含水抑制保持平稳，2011年1月至2012年7月生产压差一直在最大理论水平以上运行，造成含水上升，2013年2月进行限液控水，生产压差下降，含水呈现下降趋势，下步维持现状生产。

3.3.2下步治理对策通过对比分析：里151区5口井生产压差过大，如果不及时调整将导致底水锥进，建议后期里150-01、里150-03、里149-04、里148-08上提泵挂100 m，对里147-09井上提泵挂200 m。另外3口井生产压差过小，如果不调整将导致区块采油速度低，油藏潜能未能得到充分发挥，建议后期对里148-04井加深泵挂200 m进行生产；对里149-06井加深泵挂250m进行生产；对里147-010井加深泵挂150m进行生产。

4　结论与认识

（1）通过采油速度与含水的关系曲线分析：里151区合理采油速度在1.5%左右，目前全区采油速度为1.43%，处于低采油速度运行，油藏潜能未得到充分发挥，后期应对部分油井实施放大生产压差生产。

（2）里151区为是边底水油藏，虽边底水较厚，但由于边底水不活跃，该区能量呈现下降趋势，后期人工注水是保持该区高效开发的能量基础。

（3）运用以上方法，能有效地确定边底水油藏的最大生产压差，结合与实际生产压差的对标分析制定合理措施可延长无水采油期，为下步其他同类区块合理生产压差的调整提供有力的理论依据。

（4）此理论计算方法，在计算过程中可避免一些不确定参数对计算结果的影响，但油水界面的确定缺乏精确性，后期有待进一步研究。

［1］赵向宏.提高天然水驱油藏开发效果途径［J］.大庆石油地质与开发，1998，（3）：22-23.

［2］赵向宏.水驱小油藏合理采液压差、合理井网密度及布井方式研究［J］.石油勘探与开发，1994，21（1）：75-79.

［3］庞子俊，赵向宏.对低渗透油田天然水驱能量的分析［J］.石油勘探与开发，1987，（6）：20-22.

［4］庞子俊，赵向宏.陕甘宁盆地小型边底水砂岩油田开发研究［M］.北京：石油工业出版社，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