孫勝祥 費良軍 苗綠平

(1.陜西省地下水保護與監(jiān)測中心，陜西 西安 710003；2.西安理工大學(xué)水利水電學(xué)院，陜西 西安 710048；3.榆林市靖邊縣水務(wù)局，陜西 靖邊 718599)

隨著國民經(jīng)濟持續(xù)快速發(fā)展，石油資源消耗量日益增加，從1993年開始，我國首次成為石油凈進口國，其戰(zhàn)略資源的重要性更加突顯[1]。我國石油資源豐富，儲量約60億t，位居世界第8位，主要分布在渤海灣、松遼平原、塔里木盆地、鄂爾多斯盆地、準(zhǔn)噶爾盆地、珠江口、柴達木盆地和東海大陸架八大區(qū)塊，可開采資源量占全國總量的81%以上[2]。陜北地區(qū)油田屬鄂爾多斯盆地賦油區(qū)塊，主要分布在延安、榆林兩市的中、西部15個縣市區(qū)。石油工業(yè)已成為陜西經(jīng)濟的主要支柱之一，陜北石油開采近年已全部采用了注水工藝，按現(xiàn)行的陜西省地方標(biāo)準(zhǔn)《行業(yè)用水定額》(DB61/T 943—2014)，至少需消耗3倍的水資源定額，占當(dāng)年延安、榆林兩市地下水開采總量的17.8%(陜北石油開采注水基本來自地下水)。由于石油開采對水資源的消耗量較大，而當(dāng)?shù)厮Y源又十分匱乏，因此，制定先進、合理的石油開采用水定額至關(guān)重要，對于實行最嚴格的水資源管理和緩解該地區(qū)水資源短缺矛盾影響重大。

人工注水開發(fā)石油興起于20世紀20年代末，大規(guī)模應(yīng)用于50年代。郎兆新[3]研究表明，在1970年，美國注水開發(fā)石油區(qū)塊就已達9000多個，蘇聯(lián)85%以上原油經(jīng)注水開采而來，并認為注水后油田采收率可提高15%～20%。1954年，玉門老君廟油田在L層邊部MN27井開始注水，標(biāo)志著我國油田注水技術(shù)進入實施階段[4]。圍繞注水采油的研究較多，屈斌學(xué)[5]對石油開采注水量估算方法進行了歸納，主要有物質(zhì)平衡法、注采比與水油比法、多元回歸法、GM(1，1)模型法、BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)法、氣油比與注采比法、不同井網(wǎng)條件下注采比與地層壓力法等，同時還可采用Compertz模型、Usher模型、Logistic模型等進行估算。但以往研究大多針對如何經(jīng)注水后，使開采量和采收率大幅提升，以合理注采比研究為主要成果[6-13]，很少以石油開采用水定額為對象進行分析研究?；诖耍疚臄M選取常用的理論計算方法(物質(zhì)平衡法和注采比法)和傳統(tǒng)的企業(yè)用水平衡分析法，探求陜北地區(qū)石油開采合理、先進的用水定額，用以指導(dǎo)陜北地區(qū)水資源管理和約束石油開采行業(yè)生產(chǎn)用水，緩解區(qū)域水資源供需矛盾。

1 石油開采用水理論計算

1.1 理論方法

1.1.1 物質(zhì)平衡法

物質(zhì)平衡方程在確定油氣藏的地質(zhì)儲量、判斷油氣藏有無邊底水的侵入、計算和預(yù)測油氣藏天然水侵量大小、油氣藏動態(tài)預(yù)測、估算采收率等方面有著簡單、易操作的特點，已成為常規(guī)油氣藏分析方法之一，廣泛應(yīng)用于國內(nèi)外各油氣藏(巖性和構(gòu)造)、不同注采比下壓力恢復(fù)速度或含水率計算[14]。根據(jù)陳元千[15]、屈斌學(xué)[5]等的研究，彈性水壓驅(qū)動油藏的物質(zhì)平衡方程式為

(1)

即地層壓力水平主要依賴于累計產(chǎn)油量、累計產(chǎn)水量、累計注水量及油、水、巖石的物性(壓縮系數(shù)、體積系數(shù))。將式(1)變形，可得

(2)

由式(2)可以看出，等號左側(cè)為注入項，右側(cè)為采出液。對式(2)進行變形，可得

(3)

(4)

式中：Wi/Np為注采比；Wp/Np為水油比，即WOR；N為石油地質(zhì)儲量，萬t；Np為累計產(chǎn)油量，萬t；pi為原始地層壓力，MPa；p為目前地層壓力，MPa；ρo為地面脫氣原油密度，g/cm3；Co為油層綜合壓縮系數(shù)；Boi為原始原油體積系數(shù)；Bo為目前原油體積系數(shù)；Wi為累計注水量，萬m3；Wp為累計產(chǎn)水量，萬m3。

式(4)為單位石油生產(chǎn)平均用水量，即單位石油生產(chǎn)用(新鮮)水量的計算式。由式(4)可知，經(jīng)注水且保持地層壓力始終維持在pi水平，即pi=p，則式(4)可變?yōu)?/p>

(5)

(6)

式(5)表明，在保持油層壓力不變的情況下，單位產(chǎn)品生產(chǎn)用水量為Bo/ρo，單位產(chǎn)品生產(chǎn)用水量與原油密度成負相關(guān)。如果p過大或過小，都無法正確反映單位產(chǎn)品耗水量。由式(6)可知新注水體積等于產(chǎn)出油體積。

1.1.2 注采比方法

注采比是注水開發(fā)油田合理配置注水量的重要依據(jù)[18]。注采比是指油田注入劑(水、氣)地下體積與采出液量(油、氣、水)的地下體積之比。注采比是油田生產(chǎn)過程中的重要指標(biāo)之一，用以分析地下能量補充及地下虧空彌補程度的平衡情況，確定合理注采比是各油田開采的重要工作，研究成果相對較多。累積注采比等于累積注入劑的地下體積與累積采出物的地下體積之比。根據(jù)定義列出注采比公式：

(7)

整理變形可得

(8)

(9)

若IPR=1，則式(8)就變成了單位產(chǎn)品生產(chǎn)用水量用注采比、含水率表達的計算式，僅需注采比和含水率就可計算出單位產(chǎn)品生產(chǎn)用水量:

(10)

式中：IPR為注采比；WOR為水油比；fw為含水率，%。

鐘德康[16]研究表明，注采比隨含水率增大，呈現(xiàn)先低中高后低形態(tài)。按剛性水壓驅(qū)動及注采平衡理論分析和生產(chǎn)實際，注采比一般趨近于1。如果注采比等于1，則單位產(chǎn)品生產(chǎn)用水量與原油地面密度呈負相關(guān)，即式(10)與式(5)結(jié)論基本一致。

1.2 輔助與附屬生產(chǎn)用水量

1.2.1 輔助生產(chǎn)用水量

a.凈化水系統(tǒng)。由水源井抽取的水，需經(jīng)過水處理裝置凈化處理，除掉水中泥沙，生活飲用水部分達到飲用水標(biāo)準(zhǔn)，其余達到注水水質(zhì)要求后進入注水井。根據(jù)對現(xiàn)狀注水站水處理裝置效率調(diào)查，陜北地區(qū)水源井中除含泥沙外，其他雜質(zhì)較少，滿足注水水質(zhì)要求，經(jīng)過水處理裝置后雜質(zhì)占比均小于10%，本次研究按照90%的水量用于生產(chǎn)。

b.循環(huán)水系統(tǒng)。為了提高注水效率，一般按10%～20%富余量加注，該部分水實際上起著循環(huán)水作用，形成注水井—油水混合物—油水分離—回注(注水井)。此部分水的凈化在廢污水處理系統(tǒng)中完成。

c.污水處理系統(tǒng)。石油開采過程中的廢污水主要來自采出液的油水分離物。石油開采廢水經(jīng)處理后回注油層作為生產(chǎn)用水，是解決油田環(huán)境污染和節(jié)約水資源的有效途徑[17]。石油開采中廢水的污染物主要為原油和懸浮物，目前各油田采用的處理工藝大多為二段法(除油、除懸浮物—注水)，并輔以防垢、緩蝕、殺菌等化學(xué)處理措施[18]。陜北地區(qū)低滲油藏，為不堵塞地層，保持低滲透油藏的滲透性，對回注水質(zhì)的要求極為嚴格。對近5年陜北地區(qū)石油開采部分統(tǒng)計資料進行分析計算，結(jié)果表明該部分水的損耗主要是雜質(zhì)、油泥中所含水量，污水處理效率按70%計算。按20%增加量計算，則耗水量占生產(chǎn)用水量的7%。

d.洗井用水。洗井是注水井日常管理中一種常規(guī)手段，對維護井筒、清除注水層滲濾面，改善注水水質(zhì)，提高水驅(qū)開采效果，實現(xiàn)油田穩(wěn)產(chǎn)起著重要作用。注水井工作一段時間后，井內(nèi)的油管、套管、射孔井段以及井底口袋等會積存大量污物，影響注水效率，需定期或不定期地清洗。根據(jù)張廣卿[19]的研究，洗井過程一般分為微噴階段、平衡階段、穩(wěn)定階段。微噴階段排量應(yīng)控制在15m3/h，洗井2h，噴量不大于3m3/h。若噴量大于3m3/h，應(yīng)加大排量使噴量控制在3m3/h內(nèi)。如發(fā)生漏失應(yīng)采用混汽水等其它方式洗井。平衡階段排量應(yīng)控制在25m3/h，洗井2h。穩(wěn)定階段排量應(yīng)控制在30m3/h，進出口排量、水質(zhì)一致，穩(wěn)定2h?？刂葡淳帕?，應(yīng)由小到大緩慢提高。洗井排出液應(yīng)回收處理。

據(jù)調(diào)查，單井一次洗井用時約24h，用水量約243m3。年約沖洗4次，用水量(含重復(fù)用水量)972m3。洗井水只要做好回收、處理、再利用，真正耗水量可控制在20%以內(nèi)，單井年耗水量約194.4m3。用下述典型實例提供的目前年注水量推算，洗井耗水量約占年生產(chǎn)用水量的4.6%，按5%計算。

1.2.2 附屬生產(chǎn)用水量

附屬生產(chǎn)用水量主要是采油廠、鉆采場及注水站等的辦公、生活用水總和。經(jīng)對靖邊、定邊典型采油廠調(diào)研，噸原油辦公、生活用水量一般不超過0.07m3/t。

1.3 典型實例計算

根據(jù)對鄂爾多斯盆地靖邊油田延安組一個區(qū)塊注水過程實際調(diào)研，區(qū)塊開發(fā)層位為侏羅系延安組延9油層，該區(qū)域于2009年投入開發(fā)，2012年9月開始注水，動用面積50.0km2，探明儲量794.21萬t。項目區(qū)含油面積13.69km2，動用儲量794.21萬t，平均孔隙度15.5%，平均滲透率14.5m/d，各油層平均含油飽和度54.15%，原始地層壓力10.98MPa，水驅(qū)控制面積7.47km2，水驅(qū)控制儲量451.07萬t。根據(jù)研究區(qū)詳勘資料，該地層參數(shù)為：ρo=0.853g/cm3；Co=0.001；Boi=1.024；Bo=1.060。項目區(qū)目前共有油水井219口，其中油井164口，注水井55口。平時油井開井72口，平均日產(chǎn)液495.38m3，日產(chǎn)油198.14t，綜合含水率52.94%；注水井開井49口，4月份日配注607m3，日實注562.33m3，配注完成率92.6%。到2017年底，累計采液量135.70萬t，累計采油量61.86萬t，累計注水量75.90萬m3，地層壓力4.65MPa，目前實際單位產(chǎn)品生產(chǎn)用水量為1.2270m3/t。

采用物質(zhì)平衡法計算陜北地區(qū)石油開采過程中的用水量。將企業(yè)實測數(shù)據(jù)代入式(4)進行計算，可得(Wi-Wp)/Np=1.1873m3/t。如果p=pi，則按式(5)計算，(Wi-Wp)/Np=1.2427m3/t，即開采噸石油須生產(chǎn)用水1.2417m3。

采用注采比方法計算陜北地區(qū)石油開采過程中的用水量。根據(jù)式(8)，對典型實例進行單位產(chǎn)品用水量計算，IPR=0.5593；WOR=1.1937；(dWi/dt)/(dNp/dt)=1.3627m3/t，即開采噸石油須生產(chǎn)用水1.3627m3。

由上述計算成果可知，采用物質(zhì)平衡法和注采比法計算成果分別為1.1873m3/t和1.3627m3/t，二者相差約13%。從定額的可操作性考慮，取大值，即選取注采比法計算成果作為本次理論計算成果值，即1.3627m3/t。同時考慮輔助生產(chǎn)用水量本次分為凈化水系統(tǒng)、循環(huán)用水、污水處理和洗井，經(jīng)逐項分析后，匯總用水量為生產(chǎn)用水的22%，即0.2998m3/t；附屬生產(chǎn)用水量按調(diào)查的0.07m3/t計算；上述3項合計為1.7325m3/t，即噸石油理論用水定額為1.7325m3/t。

2 石油開采用水平衡分析法

2.1 水平衡簡圖

企業(yè)用水平衡是以企業(yè)為考察對象的水量平衡，即該企業(yè)各用水單元或系統(tǒng)的輸入水量之和應(yīng)等于輸出水量之和[20]。通過選用節(jié)水工藝、節(jié)水設(shè)備及健全節(jié)水管理制度等，減少企業(yè)各用水單元用水量，避免浪費，使企業(yè)用水量最節(jié)約。根據(jù)工藝流程，繪出原油開采用水水平衡簡圖，見圖1。假設(shè)注水影響區(qū)內(nèi)油井年采油量為M(t)，由水源井群年抽取新鮮水量為Q(m3)，各節(jié)點消耗水量用Q或M表示。注水井消耗水量按抽走原油體積全部由水充填計算。原油體積為M/ρ，陜北原油密度0.85～0.87g/cm3，即抽出原油體積為(1.1494～1.1765)M，取1.2M。

圖1 原油開采水平衡圖

2.2 合理用水量計算

從圖1可以看出，因為不外排，所以在每個用水節(jié)點，進入項=流出項+消耗項。根據(jù)質(zhì)量守恒定律列出注水工藝水平衡等式：總進入項=總消耗項。以“洗水井”節(jié)點進行進、出項平衡，即

0.85Q+0.13M=1.20M+0.24M

得

理想狀態(tài)每噸原油耗水1.5412m3，考慮辦公、生活用水量后，每噸原油耗水為1.6112m3。再考慮10%的未預(yù)見用水量，計算可得石油開采耗水量應(yīng)為1.7723m3/t。

3 石油開采用水定額確定

由前面理論分析可知理論用水定額為1.7325m3/t，采用企業(yè)用水平衡分析后用水定額為1.7723m3/t。二者相差約2%，成果較為接近。合理的行業(yè)用水定額不但可以促進區(qū)域水資源優(yōu)化配置，也可以提高水資源利用效率，同時可以約束企業(yè)加強節(jié)水技術(shù)改造和用水管理?？紤]目前在陜北地區(qū)鉆采的兩大企業(yè)注水工藝及注水技術(shù)現(xiàn)狀，以及與現(xiàn)行用水定額值相差不宜過大等因素，推薦陜西省石油開采用水定額值選取2.0m3/t。此值相較理論計算和水平衡分析擴大了12.8%，給企業(yè)留足了一定的富余量；與目前所用用水定額3.0m3/t相比提高了33.3%。

綜合考慮陜西省石油開采用水定額采用2.0m3/t，既考慮水資源嚴格管理和建設(shè)節(jié)水型社會需要，又兼顧企業(yè)技術(shù)能力和管理水平，此值比較合理，可約束企業(yè)嚴格執(zhí)行各項節(jié)水措施，實現(xiàn)用水效率、效益最大化。

4 與全國部分省現(xiàn)行原油開采用水定額比較

我國目前各省、自治區(qū)執(zhí)行的用水標(biāo)準(zhǔn)(定額)中，有原油開采用水定額的共有13個，從現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)(定額)看，各省、自治區(qū)定額差異較大(見表1)。定額最小的是遼寧(0.8m3/t)，小于1m3/t的還有河南(0.9m3/t)、河北(0.9m3/t)；大于1m3/t小于等于2m3/t的有新疆(1.05m3/t)、內(nèi)蒙古(1.1m3/t)、青海(1.5m3/t)、甘肅(2.0m3/t)。定額為3.0m3/t的有吉林、陜西、黑龍江和四川四省，大于3.0m3/t的有江蘇(4.0m3/t)、海南(6.0m3/t)兩省。目前執(zhí)行的定額中最大的8.0m3/t，均在大慶油田，即吉林和黑龍江兩省。從用水定額橫向比較來看，差異較大。就從各省制定的不同版本的定額縱向來看，原油開采定額差異也較大，如東北三省，原來均執(zhí)行的是8.0m3/t，最新版本中，遼寧規(guī)定新擴(改)建項目為0.8m3/t，現(xiàn)有項目2.5m3/t；黑龍江規(guī)定在3.0～8.0m3/t區(qū)間；吉林規(guī)定新建開采區(qū)3.0m3/t，現(xiàn)狀開采區(qū)8.0m3/t。

陜西目前執(zhí)行的原油開采用水定額3.0m3/t，雖非最先進，但也不算最大值。從本次理論計算和水平衡分析成果看，選取2.0m3/t作為陜西省石油開采用水定額值，雖然在目前西北各省區(qū)執(zhí)行的石油開采用水定額中尚不先進，但比較符合陜西省實際，具有一定可操作性。

表1 部分省、自治區(qū)原油開采用水定額摘錄

5 結(jié) 論

a.通過選取的兩個理論公式推導(dǎo)計算，在特定條件下，兩個公式所表達的單位產(chǎn)品生產(chǎn)用水量基本相同，并且單位產(chǎn)品生產(chǎn)用水量與石油地面密度呈負相關(guān)。

b.選取陜北某區(qū)塊作為典型實例，對推導(dǎo)出的公式進行計算，輔以輔助生產(chǎn)用水和附屬生產(chǎn)用水等，理論計算定額值為1.6855m3/t；采用企業(yè)用水平衡分析得出用水定額為1.7723m3/t?？紤]水資源嚴格管理和建設(shè)節(jié)水型社會需要，兼顧企業(yè)技術(shù)能力和管理水平，推薦用水定額值為2.0m3/t，該值相較現(xiàn)行用水定額(3.0m3/t)節(jié)省1/3，該定額值具有一定的操作性，可供石油開采企業(yè)參考。

c.由于陜北能源重化工業(yè)發(fā)展，水資源越來越緊張，石油開采企業(yè)應(yīng)不斷加強技術(shù)更新，降低新鮮水用水量和單位原油耗水量，減輕社會用水壓力。

水資源供需矛盾日益突出，既需要各用水戶積極采用先進節(jié)水工藝，也需要管理部門制訂合理的先進用水定額，以指導(dǎo)和約束行業(yè)用水、促進節(jié)水型社會建設(shè)。