楊萬(wàn)有，鄭春峰 葛春曉 （中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司鉆采工程研究所，天津300452）

經(jīng)濟(jì)極限含水是指油田在開(kāi)發(fā)中后期時(shí)，油田投入和產(chǎn)出達(dá)到平衡時(shí)的含水。目前普遍把98%定義為經(jīng)濟(jì)極限含水，很少見(jiàn)有關(guān)極限含水大于98%時(shí)油田開(kāi)發(fā)調(diào)整方案制定方法、剩余油挖潛等研究?jī)?nèi)容的相關(guān)報(bào)道［1～3］。實(shí)際上隨著油價(jià)持續(xù)走高和油氣田開(kāi)采成本的下降，仍把98%定義為經(jīng)濟(jì)極限含水已不適用于開(kāi)發(fā)的需求。統(tǒng)計(jì)表明當(dāng)油田含水大于98%時(shí)，多數(shù)油田局部剩余油飽和度仍大于50%，該類(lèi)油田通過(guò)有效措施挖潛仍具有很大的潛力［4，5］。

1 超高含水期定義

經(jīng)濟(jì)極限含水率計(jì)算公式見(jiàn)式 （1），式中產(chǎn)液量取30t／d（Eh4（4）3平均日產(chǎn)液），油價(jià)選取目前油價(jià)浮動(dòng)上下線，分別為95美元／桶（約4000元／t）和120美元／桶 （約5100元／t）。

式中：BF為單井年固定成本，104元；BV為單井年變動(dòng)成本，104元；QL為單井年產(chǎn)液量，104t；P為原油價(jià)格，元／t；α為原油綜合稅率，1；β為原油商品率，1；fw為極限含水率，1。

圖1 不同油價(jià)下對(duì)應(yīng)的極限含水率

圖1計(jì)算結(jié)果表明，當(dāng)油價(jià)95美元／桶 （約4000元／t）時(shí)，計(jì)算經(jīng)濟(jì)極限含水率為98．86%，定義Eh4（4）3超高含水Ⅰ期含水率為98．86%，98%～98．86%含水率的階段稱(chēng)之為超高含水Ⅰ階段。當(dāng)油價(jià)120美元／桶 （約5100元／t）時(shí)，計(jì)算經(jīng)濟(jì)極限含水率為99．33%，定義Eh4（4）3超高含水率Ⅱ期含水率為99．33%，98．86%～99．33%含水率的階段稱(chēng)之為超高含水Ⅱ階段。

2 經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量計(jì)算

2.1 老井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量計(jì)算

隨著綜合含水的升高，老井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量隨之升高，若在超高含水期老井繼續(xù)開(kāi)發(fā)生產(chǎn)，只有產(chǎn)油量大于經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量時(shí)油井才有利潤(rùn)空間［6］（水平井年操作費(fèi)用按照直井年操作費(fèi)用的2．5倍來(lái)處理）。

老井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量計(jì)算公式如下所示：

式中：qo為經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量，t／d；F為單井固定成本，元；v為噸液可變成本，元／t；t為時(shí)間，d。

圖2 直井 （老井）經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量與含水率關(guān)系

圖3 水平井 （老井）經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量與含水率關(guān)系

2.2 調(diào)整井經(jīng)濟(jì)極限年產(chǎn)油量計(jì)算

調(diào)整井經(jīng)濟(jì)極限年產(chǎn)油量是指新井投產(chǎn)所獲得的收益能彌補(bǔ)全部投資費(fèi) （調(diào)整井投產(chǎn)初期含水以零計(jì)算），

調(diào)整井經(jīng)濟(jì)極限年產(chǎn)油量計(jì)算公式如下所示：

式中：Qo為經(jīng)濟(jì)極限年產(chǎn)油量，104t；a為單井年遞減率，1；Co為單井年操作費(fèi)，104元／（井·a）；i為貼現(xiàn)率，1；T為評(píng)價(jià)時(shí)間，a；M為單井投資，104元／井。

計(jì)算結(jié)果表明，油價(jià)為4000元／t時(shí)，經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量直井為3．5×104t／a，水平井為4．6×104t／a；油價(jià)為5100元／t時(shí)，經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量直井為2．2×104t／a，水平井為2．89×104t／a，如圖4所示。

3.2 措施挖潛原則

調(diào)整原則：①西部主體區(qū)通過(guò)改變液流方向提高注入水利用率［7，8］；②東部上傾部位以經(jīng)濟(jì)極限計(jì)算結(jié)果為依據(jù)完善注采關(guān)系；③通過(guò)油井補(bǔ)孔、層系轉(zhuǎn)換提高非主力油層水驅(qū)控制程度；④在剩余油富集區(qū)考慮打調(diào)整井、老井補(bǔ)孔、反層和轉(zhuǎn)注等措施相結(jié)合［9］。

圖4 不同油價(jià)下調(diào)整井 （直井和水平井）的年經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量

3.3 措施挖潛方案制定

依據(jù)上述4個(gè)挖潛原則制定3種調(diào)整方案，應(yīng)用Eclipse數(shù)值模擬軟件在歷史擬合基礎(chǔ)上對(duì)不同方案進(jìn)行預(yù)測(cè)。著重分析超高含水Ⅰ、Ⅱ階段開(kāi)發(fā)年限、采出程度提高值和凈收益值。不同調(diào)整方案配產(chǎn)、配注和調(diào)整方式見(jiàn)表1。

方案預(yù)測(cè)中，模型運(yùn)行截止時(shí)間遵循以下兩個(gè)原則：①工區(qū)平均含水率分別等于超高含水Ⅰ期和超高含水Ⅱ期；②單井 （直井／水平井，老井和調(diào)整井）產(chǎn)油量低于單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量。

表1 不同開(kāi)發(fā)方案制定統(tǒng)計(jì)表

3.4 結(jié)果優(yōu)化分析

預(yù)測(cè)結(jié)果 （見(jiàn)圖5、6）表明，3種方案初期含水率均得到有效控制。

1）方案1初期產(chǎn)油量39．5t／d，含水率降至85．5%。在超高含水Ⅰ階段用時(shí)5．1a，累計(jì)增油2．0×104t，采出程度提高2．7%，凈收益0．14×108元。在超高含水Ⅱ階段用時(shí)7．4a，累計(jì)增油2．3×104t，采出程度提高3．1%，凈收益0．17×108元。方案1在不同超高含水階段采出程度提高2．7%～3．1%，但凈收益較低。

2）方案2初期產(chǎn)油量59．2t／d，含水率降至80．3%。在超高含水Ⅰ階段用時(shí)4．5a，累計(jì)增油1．9×104t，采出程度提高2．5%，凈收益－0．04×108元。在超高含水Ⅱ階段用時(shí)6．8a，累計(jì)增油2．5×104t，采出程度提高3．3%，凈收益－0．07×108元。方案2在不同超高含水階段采出程度提高2．5%～3．3%，凈收益為負(fù)值，方案不予采用。

3）方案3初期產(chǎn)油76．9t／d，含水率降至77．4%。在超高含水Ⅰ階段用時(shí)3．9a，累計(jì)增油2．8×104t，采出程度提高3．1%，凈收益0．24×108元。在超高含水Ⅱ階段用時(shí)5．2a，累計(jì)增油3．4×104t，采出程度提高3．7%，凈收益0．29×108元。方案3在不同超高含水階段采出程度提高3．1%～3．7%，收益在 （0．24～0．29）×108元，具有可實(shí)施性。

圖5 3種方案產(chǎn)油量對(duì)比圖

圖6 3種方案含水率對(duì)比圖

4 結(jié)論

2）方案3在超高含水Ⅰ階段用時(shí)3．9a，采出程度提高3．1%，凈收益0．24×108元。超高含水Ⅱ階段用時(shí)5．2a，采出程度提高3．7%，凈收益0．29×108元。

3）超高含水Ⅰ、Ⅱ期／階段概念的提出，為高含水、高采出程度老油田在超高含水階段剩余油挖潛提供了新的研究思路。

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