張麗 付春波 趙天龍 尚教輝 趙麗霞 郭亞麗 眭金擴(kuò)

（長(zhǎng)慶油田分公司第二采油廠地質(zhì)研究所 甘肅慶陽 745100）

1 基本概況

M110長(zhǎng)8油藏受西部物源控制，砂體呈近東西向分布，砂體厚度較大，平均砂體厚度14m，主要發(fā)育長(zhǎng)813小層。平均油層厚度9.3m，油藏埋深2599m，平均孔隙度9.86%，平均滲透率0.82mD，屬于超低滲油藏，動(dòng)用含油面積5.5km2，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量241.234t，動(dòng)用可采儲(chǔ)量40.78×104t。

研究區(qū)共有油井51口，水井18口，平均單井日產(chǎn)油2.0t，綜合含水36.6%，平均動(dòng)液面1538m；水井開井18口，平均單井日注水量16m3。地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度1.44%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度2.63%。

M110區(qū)兩項(xiàng)遞減均較小，年遞減-29.1%，標(biāo)定遞減-5.97%，但壓力僅14.6MPa，壓力保持水平較低73.4%。

圖1 M110區(qū)遞減狀況柱狀圖

圖2 M110區(qū)壓力情況柱狀圖

目前主要開發(fā)矛盾表現(xiàn)為注采敏感，含水上升。投產(chǎn)至今含水上升20口，損失油量21t，平均見水周期14個(gè)月（同類油藏平均見水周期35個(gè)月），見水速度快。

按見水類型分為三類：見注入水（3口）：以主向井為主，表現(xiàn)為見效見水；見混合水（8口）：位于油藏中部，以側(cè)向井為主，液量平穩(wěn)，含水上升，后期治理重點(diǎn)；見地層水（9口）：位于邊部，以側(cè)向井為主，上升類型以液量平穩(wěn)為主。

按主側(cè)向井生產(chǎn)特征來看，主向井整體表現(xiàn)特征：見效見水，目前流壓7.1MPa，且從拉齊曲線來看液面下降快，能量虧空導(dǎo)致產(chǎn)量下降，目前流壓不合理。

側(cè)向井整體表現(xiàn)特征：見水不見效，液面下降快，平均泵深1794m，平均液面1550m，目前流壓6.7MPa，且主側(cè)向流壓差僅0.6MPa，后期需進(jìn)一步優(yōu)化。

2 合理流壓研究

本文通過IPR曲線，同時(shí)結(jié)合礦場(chǎng)實(shí)驗(yàn)及同類油藏類比法計(jì)算該區(qū)合理流壓范圍。

2.1 IPR曲線法

當(dāng)驅(qū)動(dòng)方式為水壓驅(qū)動(dòng)時(shí)（地層壓力＞飽和壓力＞流壓），油層中存在單相油流或油水兩相流動(dòng)，流壓與油井產(chǎn)量之間呈線性關(guān)系，滲流符合達(dá)西定律：

對(duì)于水驅(qū)油藏，當(dāng)油井流動(dòng)壓力低于飽和壓力，由于原油脫氣，油相的流動(dòng)能力將發(fā)生變化，此時(shí)油相相對(duì)流動(dòng)能力Ko可表示為：

其中，Vm= Vo+Vw+Vg，式中Vo、Vw、Vg為井下油層部位油、氣、水的體積流量，m3/d。

將式（3）、（4）、（5）代入式（2）得到井底附近油層中油的相對(duì)流動(dòng)能力：

如果井底壓力大于飽和壓力，則R=0。當(dāng)井底流壓低于飽和壓力時(shí)，油井流入動(dòng)態(tài)方程可以通過（6）式對(duì)油井的初始流動(dòng)能力進(jìn)行修正，得到既適用于井底流壓低于飽和壓力，又適用于井底流壓高于飽和壓力的油相流入動(dòng)態(tài)方程，得到合理流壓計(jì)算方法：

式中，Jo為采油指數(shù)，m3/(d·MPa)；PR為地層壓力，MPa；Pwf為井底流動(dòng)壓力，MPa；Pb為飽和壓力，MPa；R為油層部位氣油比,m3/m3；Bb為飽和壓力下原油體積系數(shù)；β為原油體積換算系數(shù)變化率，m3/MPa；fw為地面含水率，小數(shù)；Z為天然氣偏差系數(shù)；T為井底油層溫度；α為原油溶解系數(shù)，(m3/m3)/MPa；ρo為地面原油密度，g/cm3；Pb為飽和壓力，MPa。

通過計(jì)算得到M110區(qū)目前地層壓力下不同含水率的IPR曲線，從曲線中可以得到M110區(qū)合理流壓應(yīng)不低于8.7MPa，主向井合理流壓不低于8.4MPa。

圖7 M110區(qū)目前地層壓力下不同含水率IPR曲線圖

2.2 礦場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)法

統(tǒng)計(jì)了M110區(qū)流壓與含水上升幅度、流壓與初始產(chǎn)能及產(chǎn)能遞減散點(diǎn)圖，從流壓與含水上升幅度圖可以看出，合理流壓不低于7.8MPa。

從流壓與單井產(chǎn)能散點(diǎn)圖來看，流壓保持在7.9～11.0MPa，初期單井產(chǎn)能較高，并且單井產(chǎn)能遞減率相對(duì)較低，生產(chǎn)穩(wěn)定形勢(shì)較好。

一般在保證產(chǎn)量最大化的前提下，同時(shí)能有效利用溶解氣驅(qū)能量，認(rèn)為合理流壓保持在飽和壓力的80%較為合理，該區(qū)飽和壓力為11.24MPa，計(jì)算合理流壓8.9MPa。

圖8 流壓與含水上升幅度散點(diǎn)圖

2.3 同類油藏類比法

對(duì)比早期開發(fā)的同類三疊系長(zhǎng)8油藏，主側(cè)向流壓差范圍分布于1.0～1.5MPa較為合理。

圖9 流壓與初期單井產(chǎn)能散點(diǎn)圖

圖10 流壓與單井產(chǎn)能月遞減率散點(diǎn)圖

表2 同類三疊系長(zhǎng)8油藏基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表

綜合認(rèn)為：M110區(qū)合理流壓不低于7.8MPa，合理流壓范圍在7.8～8.9MPa，主側(cè)向流壓差范圍1.0MPa左右。

2.4 調(diào)整建議

根據(jù)所確定的合理流壓值，分析認(rèn)為M110區(qū)目前流壓不合理井19口，按照主側(cè)向及見水風(fēng)險(xiǎn)級(jí)別，將其分為ABC三類，平均流壓由目前6.8MPa優(yōu)化到7.8MPa。其中，A類井（8口），主要為主向井及含水上升井；B類井（7口），側(cè)向含水上升井及有見水風(fēng)險(xiǎn)井；C類井（4口），流壓低于7.0MPa的低含水井，目前生產(chǎn)穩(wěn)定，后期可結(jié)合井筒治理實(shí)施。

3 結(jié) 論

通過合理流壓研究，確定了M110區(qū)后期流壓優(yōu)化的方向，有以下幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)：

（1）通過降低流壓可提高單井產(chǎn)量，但流壓降低到一定程度，產(chǎn)量不增反而減少，存在一個(gè)合理范圍。

（2）通過IPR曲線、礦場(chǎng)試驗(yàn)及類比等方法，綜合確定M110區(qū)目前地層壓力下的合理流壓范圍為7.8～8.9MPa。

（3）根據(jù)研究結(jié)果，目前M110區(qū)流壓不合理井?dāng)?shù)19口，確定了下步調(diào)整優(yōu)化的方向。