大慶油田葡46區(qū)塊葡扶油層開發(fā)效果評價

吳文超，鄧志穎，張 軍，楊永洪，劉國林

（1.安徽煤田地質局第二勘探隊，安徽蕪湖 241000；2.長江大學油氣鉆采工程湖北省重點實驗室，湖北武漢 430100）

大慶油田葡46區(qū)塊葡扶油層開發(fā)效果評價

吳文超1，鄧志穎2，張 軍2，楊永洪2，劉國林2

（1.安徽煤田地質局第二勘探隊，安徽蕪湖 241000；2.長江大學油氣鉆采工程湖北省重點實驗室，湖北武漢 430100）

為了對研究區(qū)實施開發(fā)方案調(diào)整提供指導，運用油藏工程方法，從注水開發(fā)效果、采收率的確定、產(chǎn)量遞減、能量保持水平和開發(fā)井網(wǎng)的合理性等幾個方面對目前該區(qū)的開發(fā)效果進行評價。大慶油田葡46區(qū)塊葡Ⅰ組和扶余油組油層地質條件復雜，儲層非均質性強，屬于典型的復雜裂縫油藏。由于油藏縱向非均質性強的特點，開發(fā)初期已進入中高含水階段，層間矛盾更加突出，產(chǎn)量遞減速度加快，開發(fā)效果明顯變差。因此，葡Ⅰ組和扶余組油藏必須分層系開采，扶余組油藏必須縮小井距和放大注采壓差，才能投入正常注水開發(fā)。

開發(fā)效果；采收率；產(chǎn)量遞減；水驅特征規(guī)律；合理井網(wǎng)

大慶油田葡46區(qū)塊油藏位于黑龍江省大慶市與肇源縣交界附近，構造上主要為南北走向大型鼻狀構造，斷層發(fā)育，以三角洲水下沉積體系為主。開發(fā)目的層為下白堊統(tǒng)姚家組一段葡Ⅰ組油層和下白堊統(tǒng)泉頭組扶余油層，目的層非均質性嚴重，存在天然裂縫。葡Ⅰ組油層中深1083.4 m，有效孔隙度21.2%～24.3%，有效滲透率46×10-3μm2，屬中孔低滲油藏；扶余油層中深1733.5 m，有效孔隙度9%～15%，平均空氣滲透率為1.35×10-3μm2，屬低孔特低滲油藏。目前開發(fā)方式為合采葡扶油組（葡Ⅰ組和扶余油組）和單采扶余油組兩組，采用450×120 m五點井網(wǎng)開采，注采井距255m。葡Ⅰ組油層地下原油粘度5.1 mPa·s，扶余油層5.8 mPa·s，兩油組原油密度為8.5 g·cm-3。

1 開發(fā)效果評價

1.1 注水開發(fā)效果評價

葡46區(qū)塊自投產(chǎn)以來10個月累計注水14.08×104m3，平均單井日注水能力 28.2 m3/d；累積產(chǎn)液1.22×104m3，平均單井日產(chǎn)液能力2.5 m3/d，累計注采比高達11.55，表明該區(qū)塊注水不見效。

研究區(qū)葡Ⅰ油組投產(chǎn)后10個月日產(chǎn)液能力和動液面已回升，含水率急劇上升，單井平均日產(chǎn)油能力急劇下降，由投產(chǎn)初的0.85 t/d遞減至10個月后的0.49 t/d，折合成年遞減率高達50.8%；扶余油組日產(chǎn)液能力、動液面和含水率不斷下降，平均單井日產(chǎn)油能力基本不變，由此可知，葡Ⅰ油組注水已見效，但開采狀況較差；扶余油組注水未見效，開采效果尚可以。

研究區(qū)葡Ⅰ油組投產(chǎn)后10個月總壓降0.90 MPa，壓力水平0.919，壓力等數(shù)0.947，已基本恢復到原始地層壓力；扶余油組總壓降9.45 MPa，壓力水平0.433，壓力系數(shù)0.457，低于原始地層壓力。因此說，葡一油組已注水見效，扶余油組注水未見效。

1.2 油田采收率確定

采收率是衡量油田開發(fā)效果好壞的一個綜合指標。它與原油性質的好壞、人工壓力保持水平、開發(fā)方式等因素密切相關。本次采收率預測采用9種經(jīng)驗公式與4種水驅曲線法相結合的方法[1,8]，結果（見表1和表 2）。

表1 水驅曲線法預測采收率

表2 經(jīng)驗公式預測采收率

上述各式中：K、Ф、μ0、μw、Bo、Swi、Pi用葡扶層系地質儲量加權平均，h用葡扶層系面積加權平均。K為滲透率（22.62×10-3μm2）；Ф 為孔隙度（0.1712）；μ0為地層油粘度（5.47 mPa·s）；μw為地層水粘度（0.4mPa·s）；Bo為原油體積系數(shù)（1.114）；h為有效厚度（3.4 m）；Swi為束縛水飽和度（0.4462）；Pi為原始地層壓力（14.84 MPa）；Pd為油藏廢棄時地層壓力；S為井網(wǎng)密度（5.4 hm2/井）；Np為累計產(chǎn)油量，104t；Wp為累計產(chǎn)水量，104t；Lp為累計產(chǎn)水量，104t。

葡46區(qū)塊油藏目前采出程度0.198%，綜合含水已經(jīng)達到75.82%，而標定采收率為18.47%。由表1知，在現(xiàn)有開發(fā)條件開采，4種水驅曲線預測的最終采收率最高值也僅為1.018%，即后期油田注采井網(wǎng)、注水方案和開發(fā)層系的細分還需進一步完善。

1.3 產(chǎn)量遞減評價

產(chǎn)量遞減率就是單位時間內(nèi)的產(chǎn)量變化率[9]。產(chǎn)量與遞減率關系的表達式為：

式 1 中，Qo（t），Qi分別為油田遞減階段 t時間的產(chǎn)量和開始遞減時的產(chǎn)量；t·月-1或 t·a-1；a（t），ai分別為瞬時遞減率和初始時刻遞減率；1·月-1或1·a-1。當n=0時，為指數(shù)遞減；當0＜n＜1時為雙曲線遞減；當n=1時，為調(diào)和遞減。

運用圖版法研究發(fā)現(xiàn)，指數(shù)遞減和調(diào)和遞減規(guī)律對研究區(qū)塊的符合效果均較好。指數(shù)遞減公式為Q（ot）=540.4037×e（-0.0722t），R2=0.982，最終采收率為0.405%；調(diào)和遞減公式為Q（ot）=550.3198（/1+0.096 4t），R2=0.896，最終采收率為0.953%。葡 46區(qū)產(chǎn)量變化符合產(chǎn)量衰減規(guī)律，水驅開發(fā)效果差，注水效果有待改善。

1.4 壓力保持水平

1.4.1 注水井井口注入壓力 目前研究區(qū)的井口注入壓力均小于15 MPa，葡Ⅰ組油藏地層最低井口破裂壓力約為15 MPa，扶余組油藏地層最低井口破裂壓力約為23 MPa。因注入壓力不能超過地層破裂壓力，可知，注水井井口注入壓力應保持水平。

1.4.2 油井最低井底流壓 一般隨著生產(chǎn)壓差增大，產(chǎn)量也隨之增大，但事實并非如此。當生產(chǎn)井井底流壓降到一定值后，隨著降低井底流壓，生產(chǎn)壓差增加的產(chǎn)量補償不了由于井底流壓的下降引起的井底脫氣而減少的流量時，再降低流壓放大壓差，產(chǎn)量不會上升反而會下降，這時的井底流壓稱之為最小井底流壓。任何油井生產(chǎn)，其井底流壓不能小于最小井底流壓[10]。前蘇聯(lián)在羅馬什金、巴夫雷、康杜茨林油田，通過34口油井124次穩(wěn)定試井資料繪制的流入動態(tài)曲線的流入動態(tài)曲線（見圖1）[11]。

圖1 無因次產(chǎn)量與井底流動壓力關系

油井最低井底流壓的計算公式：

式 2、3 中：Pwfmin為油井最低允許流壓，MPa；Pb為飽和壓力，MPa；PR為地層壓力，MPa；α為天然氣溶解系數(shù)；Bo為原油體積系數(shù)；Z為氣體偏差系數(shù)；T為地層溫度，℃；fwr為體積含水，小數(shù)。

由公式2、3求得不同含水率下的生產(chǎn)井井底最低流壓（見圖2）。

圖2 葡扶油組含水率與最低井底流壓關系

油井井底流壓的近似公式：

式4、5中：Pwf為生產(chǎn)井井底流壓，MPa；H為井深，m；Hm為動液面，m；ρc為油水混合液密度，g·cm-3；ρw為水的密度，g·cm-3；fw為含水率，%。

由上得出葡扶合采井井底流壓為13.29 MPa，最小井底流壓為2.4 MPa；扶余單采井井底流壓為2.65 MPa，最小井底流壓為3.65 MPa。由于任何油井生產(chǎn)，其井底流壓不能小于最小井底流壓。因此，葡Ⅰ組和扶余組油藏必須分層系開采。

1.5 開發(fā)井網(wǎng)合理性評價

井網(wǎng)密度是指單井控制的開發(fā)面積，特低滲油田開發(fā)成敗的關鍵。低滲油田在注水開發(fā)的過程中都存在著啟動壓力梯度，當驅替壓力梯度大于啟動壓力梯度流體才能流動，注水才能受效。根據(jù)大慶外圍油田扶余油組21區(qū)塊特低滲巖樣的啟動壓力梯度實驗室測試[12]，其啟動壓力梯度G與滲透率K的關系服從冪律關系：

式6中：G為啟動壓力梯度，MPa/m；K為滲透率，10-3m2。

在一注一采情況下驅替壓力梯度表達式為：

式7中：a為注采井井距，m；Pinf為注水井井底流壓；Pwf為生產(chǎn)井井底流壓；rw井筒半徑，為驅替壓力梯度，MPa/m。

按6、7式計算得，葡Ⅰ組的啟動壓力梯度為0.0056 MPa/m，扶余油組的啟動壓力梯度為0.0428 MPa/m；合采葡扶組的驅替壓力梯度為0.0163 MPa/m，單采扶余油組的驅替壓力梯度為0.0025 MPa/m。故葡Ⅰ油組可以注水見效，在現(xiàn)有井網(wǎng)和開采條件下，扶余油組無論單獨開采還是合采注水不會見效。因此，特低滲扶余油組要投入有效的注水開發(fā)必須縮小注采井距和增大注水井井口壓力。

若注水井口注入壓力15 MPa，沿程損失1.0 MPa，油組中部深度1730 m，則注水井井底流壓為31.3 MPa，在投產(chǎn)10個月后含水36%的情況下其生產(chǎn)井最低井底流壓為3.7 MPa，注水井和生產(chǎn)井井徑為0.1 m。將上述參數(shù)代入（3）式，可以求得扶余油組驅替壓力梯度與注采井距的關系曲線（見圖3）。

圖3 驅替壓力梯度與注采井距的關系

根據(jù)驅替壓力梯度必須大于啟動壓力梯度，生產(chǎn)井才能注水見效原則，得扶余油組的注采井距必須縮小至170 m左右（圖3），如果按照原有井網(wǎng)的格式，必須將井網(wǎng)改成300×80 m。

2 結論

（1）葡46區(qū)塊注水不見效，葡Ⅰ油組注水已見效，開采狀況較差，扶余油組注水未見效，開采效果較好。單采扶余油組井的開采指標遠好于葡扶合采井的開采指標。

（2）葡Ⅰ組和扶余組油藏必須分層系開采，否則扶余組油藏不產(chǎn)液。

（3）在目前的井網(wǎng)密度和開采條件下，扶余組油井受不到注水效果。為此，扶余組油藏必須縮小井距和放大注采壓差，才能投入正常注水開發(fā)。

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Evaluation of development efficiency of Pufu reservoir of Pu 46 block in Daqing oilfield

WU Wenchao1，DENG Zhiying2，ZHANG Jun2，YANG Yonghong2，LIU Guolin2
（1.The Second Prospecting Team of Anhui Coalfield Geological in Anhui Province，Wuhu Anhui 241000，China；2.Key Lab of Dring and Exploitation Engineering for Oil and Gas of Yangtze University in Hubei Province，Wuhan Hubei 430100，China）

In order to provide guidance for the next development in the study area,using the method reservoir engineering,development efficiency of studied area from the water injection development effect,production decline,recovery and energy leveldeterminekeep,development well nets rationality etc.Pu I and Fuyu reservoir of Pu 46 block in Daqing Oilfield are complex geological conditions,developed typicaliy complex fracture.Bcause the reservoir strong heterogeneity in vertical directions,the early development of high water cut stage has entered,the production decline rate speeds up,the development effect significantly becomes worse.So Pu I and Fuyu oil group must be mined separately,fuyu reservoir must reduce space and enlarge injection-production differential pressure,can be in normal water injection development.

development efficiency；recovery efficiency；production decline；waterflooding characteristic law；rational well pattern

10.3969/j.issn.1673-5285.2012.11.009

TE344

A

1673－5285（2012）11－0033－04

2012－06－21

2012－09－29

吳文超，男（1986－），助理工程師，主要從事地質勘探和油藏工程方面的研究，郵箱：659464170@qq.com。