X油田边水治理途径探讨

范瑞东 (大庆榆树林油田开发有限责任公司,黑龙江 大庆 163113)

X油田边水治理途径探讨

范瑞东 (大庆榆树林油田开发有限责任公司,黑龙江 大庆 163113)

X油田南块外扩井处于油水过渡带，由于初期对边水认识不足，能量充足的边水推进导致含水上升，综合含水由初期的33.8%上升到51.0%，日产油由33.4t下降到17.4t。在验证边水存在的基础上，计算了边水水体规模及水侵系数等参数，针对边水对油田开发的影响，提出了合理控制油井的生产压差、关闭水线见水油井、卡堵见水层和加强内部注水等措施，采取上述施后取得了增油降水的效果。

边水; 水侵系数; 弹性产率; 生产压差

X油田位于大庆油田长垣西侧鼻状构造，主要储集层为萨尔图油层和葡萄花油层，油层薄且不稳定，油层渗透率低，平均空气渗透率148×10-3μm2，平均孔隙度19.0%。1993年在X油田南块首次进行首次外扩钻井，13口外扩井中边部的8口井初期平均日产油5.6t/d，综合含水22.0%，外扩效果较好。2002年为保持油田稳产，在外扩布井可行性研究的基础上，再次外扩钻井9口。由于外扩井区萨尔图油层发育变差，钻遇率低，且以油水同层、水层居多，含油性变差。初期平均单井日产油3.0t，综合含水38.7%。但在新井投产15个月后，由于边水能量充足，区块内部能量补给不足，导致边水推进含水上升，开发效果变差。目前外扩8口井日产油17.4t，综合含水51.0%，油田稳产形势不容乐观。为此，笔者对X油田边水治理途径进行了探讨，以期为油田稳产提供参考。

1 利用油藏工程理论验证边水的存在

根据油藏物质平衡理论可知，无气顶有边水作用油藏水侵量表达式为[1]：

We=BoNp/ρo-BoiNCtΔP/ρo

(1)

式中,Bo、Boi分别原始压力和特定压力下原油的体积系数；ρo为原油密度，t/m3；We为水侵量，104m3；N为地质储量，104t；Ct为综合压缩系数，MPa-1； ΔP为地层压降，MPa；Np为累积产油，104t。

由式(1)可知，假如油藏无边水和气顶作用，依靠油藏岩石及内部流体弹性能量驱动，We=0，则式(1)变为BoNp/ρo=BoiNCtΔP/ρo，即：

Np/ΔP=BoiNCt/Bo

(2)

图1 X油田南块弹性产率曲线

设A=BoiNCt/Bo，则式(2)变为：

Np=AΔP

(3)

式(3)式说明，无边水及气顶作用油藏的弹性产率曲线应为直线，否则应为向横轴偏转的曲线。

经计算并绘制X油田南块弹性产率曲线图如图1所示。从图1可以看出，实际弹性产率曲线明显向横轴偏移。结合油气水分布特征分析，说明区块受边水作用较明显。

根据赫斯特和范·爱弗丁琴非稳态水侵量计算公式[2]：

We=B∑ΔPDQ(tD)

(4)

式中，We为发生阶段压力降下的水侵量，m3；B为水侵系数，m3/(mon·MPa)；ΔP为阶段压力降，MPa；Q(tD)为无因次水侵量；tD为无因次时间。

由上述公式计算得到X油田南块葡萄花层水油体积比为66，累计水侵量为16292m3，水侵系数为550m3/(mon·MPa)。与大庆油田长垣西部受边水影响较大的新店油田和齐家油田相比(新店油田边水水侵系数为359m3/(mon·MPa)，齐家油田边水水侵系数为324m3/(mon·MPa)，X油田水侵对油田开发的影响更大。

2 治理对策及效果

2.1合理控制生产压差，抑制水线推进速度

油藏开采供采平衡时，油层合理采液速度等于边水侵入速度，其对应的生产压差即为油藏合理压差[3]。由于初期对边水认识不足，为提高机采井工作状况图中沉没度的合理率指标，2003年12月通过调整参数，将采油井X40-18井理论排量由9.3t/d提高到17.4t/d，含水由2003年12月的26.4%上升到78.2%。含水上升前后，氯离子值从1081mg/L上升到1259mg/L；从产出剖面看，SⅡ12、SⅢ7和PⅠ32等层产水百分数明显增加。该井不受注水井影响，分析认为含水上升是能量充足的边水推进造成的。而含水未上升的4口井(X42-斜20、X48-斜26、X44-斜24、X42-斜22)都采取了调冲程、调冲次和换泵等控制生产压差的措施，平均理论排量由投产初期的24.6t/d稳定在25.2t/d。除X44-斜24井外，其余3口井平均理论排量由19.7t/d下降到16.1t/d，平均日产液由6.2t下降到4.8t，降低了生产压差，抑制了边水的推进速度。

2.2关闭水线见水井，合理利用边水能量

外扩井接近油水边缘，边水能量充足，油井见水后，含水上升快，产量下降明显。在油井见水后，关闭水线上的油井，将产量向内部转移，不仅可以保持内部井的开发效果，还可延长油层的稳产期。X40-18井见到边水后，2004年8月对该井实施了高含水关井。关井后，周围3口油井综合含水由85.0%下降到80.0%，其中因受边水推进影响的X40-21井的含水由67.0%上升到76.2%，X40-18关井后X40-18井的含水稳定在72.4%。可见，在水线上及时关闭见水井，避免了大量排液引起的能量过多消耗，可以合理地利用边水能量。

2.3对见水层位卡堵，控制边水推进

油井见边水后，及时对见水层位进行卡堵，可以防止随采出程度增加水线继续推进。在X42-斜22井开采PⅠ32层，砂岩厚度1.8m，有效厚度1.6m。投产初期含水100%，分析该层为水层。堵水PI32层，补孔13个小层，砂岩厚度17.7m，有效厚度1.7m。采取堵水措施后，该井日产液由3.5t上升到 6.0t，日产油由0.1t上升到2.4t，含水由95.8%下降到60.8%。目前该井日产液6.0t，日产油3.2t，含水46.9%，累计增油1374t，且仍在有效期内。

另外，为控制边水推进，对X38-18井进行转注，通过加强内部注水补充地层能量，从而完善注采关系，减缓边水推进速度。

3 结 语

X油田南块接近油水边缘，边水对开发效果影响较大，在开发动态分析的基础上，利用油藏工程理论计算了该油田边水水体规模及水侵系数，采取了合理控制边部油井的生产压差、关闭水线见水油井、卡堵见水层位和加强内部注水等措施，有效地抑制了边水推进速度，油田开发效果逐步得到好转。

[1]才汝成，李阳，孙焕泉，等.油气藏工程方法与应用[M].东营:石油大学出版社, 2002.

[2]陈元千,李汤玉.现代油藏工程[M].北京:石油工业出版社，2001.

[3]巴斯宁耶夫 K C.地下流体力学[M].张永一，赵碧华 译.北京:石油工业出版社,1992.

[编辑] 李启栋

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.02.023

TE341

A

1673-1409(2012)02-N073-02

2011-11-24

范瑞东(1975-)，男， 1998年大学毕业，工程师，现主要从事油田开发方面的研究工作。