低渗透油藏注采系统适应性评价及优化

张伟杰，苏 海

1.西安石油大学地球科学与工程学院（陕西西安710065）

2.延长油田有限公司西区采油厂（陕西延安717500）

低渗透油藏注采系统适应性评价及优化

张伟杰1,2，苏 海1

1.西安石油大学地球科学与工程学院（陕西西安710065）

2.延长油田有限公司西区采油厂（陕西延安717500）

对鄂尔多斯盆地某油田注采系统适应性进行了全面的评价，分析其合理性并进行优化，以达到提高注水效果、增大最终采收率的目的。利用谢尔卡乔夫公式法，并结合生产资料，论证了某油田的合理井网密度，认为合理井网密度为28口/km2，目前的井网密度是比较合理的（29.44口/km2）。对注采系统进行优化分析，认为生产井的流压设定在0.9～1MPa，注水井的井口压力可以设定在6.76MPa，合理地层压力为2.75MPa。在合理注水压力下，通过注水量的增加，实现了产液量、产油量的翻番。

低渗透油藏；注采系统；适应性评价；井网密度

某油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部，主产油层为三叠系延长组，主要含油层位为长4＋5、长6层，含油面积16.44km2，地质储量680.00×104t，属于超低渗油田，岩石致密，孔喉半径小，压力传导慢，油田天然能量低，靠天然能量开采产量低，产量递减速度快，生产效果差，最终采收率低。鉴于这一情况，该区块不断增加注水井数，完善注采系统，实施强化注水等措施，受益井数逐年增加，自然递减率也逐年下降[1-3]。注水开发的规模越来越大，同时一些开采方面的问题越来越多，例如部分油井见效慢或不见效；高含水油井越来越多；随着地层压力降低，单井日产量下降幅度增大。对研究区注采系统进行全面的评价，分析存在的问题，针对性地提出调整意见、措施和方法，达到提高注水效果、提高最终采收率。

1 井网密度评价

谢尔卡乔夫公式法是由苏联学者谢尔卡乔夫推导的，主要用来研究井网密度对最终采收率的影响，公式为：

式中：η为最终采收率，%；ηo为驱油效率，%，由室内水驱实验求得；a为比例系数；S为井网密度，口/km2。

每给出一个S值，则有相应的η值，再根据多组S、η值，绘制出η-S系统曲线（图1）。随着井网密度的增加，采收率增加。但也不可能无限制地增大井网密度，并根据曲线特征及下阶段的采收率标定确定其最合理的井网密度[4]，确定下阶段的采收率为20%，从而得到合理井网密度为28口/km2（表1）。

图1 井网密度与最终采收率的关系曲线

表1 研究区比例系数及合理井网密度

通过寻找采收率与井网密度之间的关系，然后可以确定不同采收率下的井网密度，谢尔卡乔夫公式法简单实用。准确确定公式中比例系数a值是此方法的关键，但它的准确度依赖于当前采收率与下阶段采收率标定的可靠度。考虑到超低渗透的地质特点，井网密度不宜过小[5-7]。而且与相邻区块相比，现在的井网密度已经相当大了，由于合理井网密度的研究与确定涉及的范围和内容非常的广泛，以及地下情况的复杂性，而且井网密度的影响因素很复杂，比如在井网密度保持不变的条件下，也可以通过其他方式提高产量和最终采收率，相当于提高了井网密度。因此，目前的井网密度是比较合理的（29.44口/km2）。

2 注采井距评价

研究区目前压力传导能力差，油藏驱替压力系统尚未建立起来，故油井低产，采油速度过低。低渗透油藏启动压力梯度的确定方法很多，考虑各种方法所需的资料，研究主要用压力恢复试井方法。在已知孔隙度、综合压缩系数、原油体积系数、油层厚度、油井产量、原始压力及恢复稳定压力的情况下，用计算油井的启动压力梯度[8]，通过回归分析，得到研究区启动压力梯度与地层渗透率关系曲线（图2）及回归关系式：

式中：G为启动压力梯度，MPa/m；K为渗透率，10-3μm2。

由图2可知，渗透率增大到一定值以后，渗透率越大，启动压力梯度越小，逐渐趋于平稳；渗透率降低到一定值以后，随着渗透率的降低，启动压力梯度会呈现急剧上升趋势。

图2 启动压力梯度与渗透率的关系曲线

2013年研究区注水井压力是5.61MPa，生产井的压力为1.86MPa。那么生产井与注水井井底的压差是3.75MPa，求得极限注采井距是155m，同时考虑生产井及注水井井底的流动压力测试点和周围的地层压力测试点存在一定距离，因此，从生产井与注水井的井底起算，分析认为极限注采井距165m是合理的。研究区平均井距是184m，和极限注采井距相比较稍高，且部分井间＞200m，所以，此类井较难见效。

3 油水井数比评价

生产井的井底压力与注水井的井底压力相差较大。在计算合理的油水井数比时，一定要考虑该因素影响。由研究区现有的生产资料，计算得到了合理油水井数比及其他参数（表2）。

从表2可知，相应的合理油水井数比会发生变化，合理油水井数比为1.53，则实际油水井数比为3.19，那么调整空间较大。

表2 合理油水井数比的参数选择与结果

4 压力系统评价

为了实现研究区稳产的目标，需要提供合理的生产压力差，但低渗透储层岩性致密、孔隙结构复杂、启动压力梯度高，很难建立有效稳定的压力系统。

4.1合理的流动压力界限研究

根据统计，2013年的资料显示，流压0.106～3.774MPa，平均0.802MPa，只有2口井的流压大于理论合理流压，93.75%的井低于理论计算的合理流压值,油井的地层能量严重不足，动液面低，泵的沉没度小，泵口压力低，产液量一直比较低。

研究区天然地层的能量低，想达到合理的流压1.915MPa，生产压差低，按照原始地层压力计算生产压差只有1.32MPa，实际地层压力为1.99MPa，在这种情况下，生产压差几乎为0。对特低渗、特低压力油藏实际的生产资料进行统计分析，研究区生产井流压可以设定在0.9～1MPa。据实际情况分析，流压已不是影响产量的关键因素，而地层压力则是决定产量的重要因素，因此，应把恢复地层压力作为工作的重点。

4.2 合理注水压力界限研究

据2013年6月资料统计分析，研究区的月注采比为1.34、累计注采比为1.12，特低渗油藏的最优注采比为1.5～1.8，所以目前仍应适当提高注水压力，增加注水量。根据2011年采油井压力检测结果，地层压力分布区间为0.385 7～3.902MPa，平均1.504 MPa，平均压降1.731MPa，只有原始地层能量的46.45%。

目前注水井井口平均压力为3.59MPa，破裂时的井口压力的80%为6.76MPa（即合理的注水压力），二者差值为3.17MPa，即注水井可通过增加注水压力来提高注水量的潜力。根据测试的吸水资料计算，如果平均注水压力再提高3.17MPa，注水井138口，如果单井射开厚度按照9.24m计算，平均单井可日增加注水量5.184m3，如果考虑到注水量的增加会造成井底附近地层压力的上升，注水压差下降，取计算结果的70%，仍可增加3.63m3/d的潜力，目前实际平均日注水量3.12m3，也就是说，通过提高注水压力，可以使单井日注水量提高到7.75m3，增加1倍。

4.3 合理地层压力界限研究

某油田的饱和压力为2.08MPa，所以地层压力的下限应大于该值，实际情况是目前的地层压力为1.995MPa，已低于饱和压力。较同类油田的开发经验，某油田地层压力仍需保持原始地层压力（3.24 MPa）的85%以上。可知合理地层压力为2.75MPa。

根据测试资料计算，在合理地层压力水平下，在目前的流压水平下生产，日产油量可以提高到0.963t，提高了3倍。依据物质平衡原则及实际生产资料，绘制出目前的注采平衡图（图3）。

从图3看出，A、B点分别是注入体积和采出体积，由于研究区属超低渗油藏，压力传递速度慢，根据测压资料，注水井附近的地层压力为5.6MPa左右，采油井附近的地层压力1.997MPa，相差约3倍。目前的情况是注水量大于采出量，注采比1.34，但是累积注采比1.12，总体上整个压力系统基本平衡[9]。

图3 研究区注采平衡图

根据注采平衡的原则，在合理地层压力2.75 MPa的条件下，油井的流压按照0.9MPa计算，日产液量可以达到278.87m3（图3中D点），比目前的166.83m3/d高67%，相应的日产油也可达到188m3。然而考虑到超低渗储层特征，注水井附近的地层压力还是按照5.6MPa计算，同时井底流压按10.5MPa计算（图3中C点）。日注水量可达到628.92m3，比当前日注水量提高了69.2%。因此可通过提高注水量，来实现研究区产量翻番。

5 结论与建议

注采被作为一个整体系统分析，优化出生产井的流压可以设定在0.9～1MPa，注水井的井口压力可以设定在6.76MPa，合理地层压力为2.75MPa。在合理注水压力下，日注水量可达到628.92m3，就比当前日注水量提高了69.2%，可通过增加注水量，实现产油量、产液量的翻番。

针对存在的问题提出了相应的系统优化建议：加强注水系统维护，提高注水时率；完善射孔层位、提高注采对应率；提高注水压力，增加日注水量；实施重复压裂技术，提高渗流面积；高压注水，提高油层吸水能力；气水交替注入，避免注入水沿裂缝突进；调整井网，转换成沿裂缝方向的行列注采井网；注水井短半径压裂；同步注水技术；加强生产过程中的储层保护。

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The adaptability of the injection-production system of an oilfield in Ordos Basin is comprehensively evaluated,the rationality of it is analyzed and the injection-production system is optimized in order to achieve the goal of improving water injection efficiency and increasing the ultimate oil recovery.The reasonable well density of the oil field is demonstrated based on the Sher Cacho J formula and the dynamic production data.It is held that the reasonable well density of the oilfield is 28/km2,and the current well density 29.44/km2is more reasonable.The optimization analysis of the injection-production system shows that the flow pressure of production wells should be set at 0.9~1.0MPa,the wellhead pressure of the water injection wells can be set at 6.76MPa,and the reasonable formation pressure is 2.75MPa.Under reasonable water injection pressure,the liquid production and the oil production doubled by the increase of water injection quantity.

low permeability reservoir;injection-production system;adaptability evaluation;well density

立岗

2015-11-09

张伟杰（1986-），男，硕士研究生，现主要从事油田注水开发工作。