中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司新木采油厂
摘要：区断注水开发后期，油田含水上升，地层压力下降；为了探索油藏合理地层压力恢复对策，本文应用不同的油藏工程方法从注采能力、合理采油速度、注采比与注水量、地层压力保持水平及与采收率的关系、压力恢复速度等六个方面进行了研究；确定了合理地层压力恢复技术对策；有效指导了油田开发调整。
关键词：普通；合理地层压力；恢复对策；方法研究
1 注采能力研究
1.1 注水井吸水能力分析
根据吸水指示曲线测试结果，某区断块注水井吸水指数为2.304～14.265m3/d.MPa，取平均值5.726m3/d.MPa。
1.2 采油井产液、产油能力分析
由于某区断缺乏油井产液剖面测试资料，故采用相对渗透率曲线法[1]对油藏的理论采液、采油指数进行评价。
根据早期试油资料，该断块无水采油指数为1.044m3/d.MPa，计算出不同含水率下的（无因次）采液（油）指数，分析得出：当含水率低于70%以前，油层的采液（采油）指数随含水的上升而缓慢上升（缓慢下降），当含水率高于70%以后采液（采油）指数上升（下降）速度加快，特别是在高含水阶段后期（90%以后）上升（下降）幅度非常大，采液指数可达初期的4倍以上。可见，由于该断块属于普通油藏（原油粘度123.6mPa.s），油水粘度比较大，相对于一般的注水开发油藏来说会有更多的、绝大部分可采储量只能在高含水阶段中后期采出。因此，当油田进入高含水期后，要实现油田稳产，应在保持合理压力水平前提下，不失时机地采取放大生产压差的方式强化提掖，实现“以水带油”。
2 合理采油速度研究
采用陈元千等人提出的实用威布尔预测模型，预测油气田的年产量和合理采油速度。
根据某区断块中层系的注水开发生产动态数据，计算出相应开采年限t对应的年产油量和合理采油速度vo。可见，合理采油速度随开采时间的增加先增大后慢慢减小，并在2014年达到最大值。计算得出2013年合理采油速度为0.767%。
3 合理注采比与注水量研究
以Logistic旋回模型为依据，建立某区断块油藏综合含水与累积耗水量、累积水油比的数学模型，并求出不同含水率条件下年产油量与合理注水量的定量关系式：
根据某区断块中层系历年来的生产数据，计算出不同含水条件下年产油量与注水量以及合理注采比的表达式为：
同时可绘制出不同采油速度下合理注水量与产水率之间的关系曲线（图1）。
可见，油藏的合理注采比随含水率的增大而逐渐增大，合理注水量也随含水率和采油速度的增大而逐渐增大，在0～80%的中低含水阶段合理注水量缓慢增加，随后增长幅度逐渐加大，当含水率超过90%以后，油藏需求的合理注水量急剧增加，这也是高含水中后期强化提掖的必然结果。
若取2013年平均产水率91%，合理采油速度0.767%，则可计算出2013年的合理注采比为1.201，年注水量为11.119万方。
图1 某区断块中层系不同采油速度合理注水量曲线
4 合理地层压力保持水平研究
油藏合理地层压力的确定是实现油田稳产的基础，采用以下4种方法确定。
4.1 按80%左右的静水柱压力确定
某区断块属于地饱压差小的油藏，其地层弹性能量小，弹性采收率低，边底水天然能量不足,考虑到采油工艺技术水平和工艺措施调整，地层压力保持在静水柱压力（9.7MPa）的80%即可，则合理地层压力为7.76MPa。
4.2 按原油粘度确定
某区断块油层温度为45.8℃，原油粘度123.6mPa.s，50℃脱气原油粘度为224mPa.s，可见地层温度下的脱气原油粘度可达饱和压力下原油粘度的2倍左右。因此合理地层压力保持水平应高于饱和压力。而某区断块中层系的饱和压力为4.5MPa；考虑到井底流压低于饱和压力10%时最有利于提高油藏开发效果，取油井平均生产压差3MPa左右，则合理地层压力为7.05MPa。
图2 某区中层系自然递减率与地层压力保持程度曲线
4.3 物质平衡法确定合理地层压力保持水平
假定油田压力处于饱和压力之上进行开采，根据物质平衡方程[3]推导出：
4.4 最小自然递减率法
合理地层压力可以使油田的自然递减率降至最低，而地层压力过高或过低均会使油田自然递减率加大。因此，地层压力与油田自然递减率的关系曲线上最小自然递减率所对应的压力值，即为合理地层压力值。
根据上述原理和方法，利用某区断块近几年的实际生产数据，计算出递减率和地层压力保持程度值，并作出自然递减率与平均地层压力保持程度关系曲线（图2）。
由回归方程可得该二次曲线的最低点（自然递减率最小值）对应的地层压力保持程度为0.749，计算出合理地层压力为7.052MPa。
根据以上4种方法最终确定出其平均合理地层压力保持水平为80.04%。
5 地层压力保持水平与采收率关系研究
5.1 利用乙型水驱特征曲线确定各个生产阶段的采收率
根据原油粘度，某区断块选用乙型水驱特征曲线，并推导出水驱采收率表达式为： 
针对该断块生产特点划分了三个时间段进行回归，第一阶段1999.09-2002.06，第二阶段2002.12-2005.02，第三阶段2005.03-2006.06，通过回归计算三个阶段的采收率分别为45.12%、32.45%和32.81%。
5.2 根据测压资料确定各个生产阶段的地层压力保持水平
某区断块在第一阶段压力为6.85MPa，第二阶段为4.65MPa，第三阶段为5.69MPa，三个阶段压力保持水平分别为72.4%、49.2%和60.1%。
5.3 地层压力保持水平与采收率的关系
通过压力保持水平和采收率计算表明：某区断块压力保持水平在60%以上时水驱采收率较高，因此在高含水阶段要保持合理的地层压力水平，才有利于提高水驱采收率。根据某区断块合理地层压力保持水平为80.04%，而目前压力保持水平较低，只有60.1%，严重制约了注水开发效果，因此需进一步提高地层压力保持水平。
6 结论及认识
（1）应用不同的油藏工程方法对合理地层压力保持水平研究，获得了某区断块中层系较为准确的压力恢复方案及技术对策。（2）某区断块目前最大单井日注水量远大于合理平均单井日注水量，提水增压有余的，完全能够满足油藏压力恢复的需要。（3）根据计算结果可以制定出有效的区块开发调整方案，及时指导油田开发生产。
参考文献
1.林江，李志芬，张琪.不同含水条件下采液指数的预测方法研究.石油钻探技术，2003年8月, Vol.31(4),43～45
论文作者:李英赫
论文发表刊物:《基层建设》2018年第23期
论文发表时间:2018/10/1
标签：地层论文; 压力论文; 油藏论文; 收率论文; 水平论文; 油田论文; 粘度论文; 《基层建设》2018年第23期论文;