大庆油田葡46区块葡扶油层开发效果评价

吴文超，邓志颖，张 军，杨永洪，刘国林

（1.安徽煤田地质局第二勘探队，安徽芜湖 241000；2.长江大学油气钻采工程湖北省重点实验室，湖北武汉 430100）

大庆油田葡46区块葡扶油层开发效果评价

吴文超1，邓志颖2，张 军2，杨永洪2，刘国林2

（1.安徽煤田地质局第二勘探队，安徽芜湖 241000；2.长江大学油气钻采工程湖北省重点实验室，湖北武汉 430100）

为了对研究区实施开发方案调整提供指导，运用油藏工程方法，从注水开发效果、采收率的确定、产量递减、能量保持水平和开发井网的合理性等几个方面对目前该区的开发效果进行评价。大庆油田葡46区块葡Ⅰ组和扶余油组油层地质条件复杂，储层非均质性强，属于典型的复杂裂缝油藏。由于油藏纵向非均质性强的特点，开发初期已进入中高含水阶段，层间矛盾更加突出，产量递减速度加快，开发效果明显变差。因此，葡Ⅰ组和扶余组油藏必须分层系开采，扶余组油藏必须缩小井距和放大注采压差，才能投入正常注水开发。

开发效果；采收率；产量递减；水驱特征规律；合理井网

大庆油田葡46区块油藏位于黑龙江省大庆市与肇源县交界附近，构造上主要为南北走向大型鼻状构造，断层发育，以三角洲水下沉积体系为主。开发目的层为下白垩统姚家组一段葡Ⅰ组油层和下白垩统泉头组扶余油层，目的层非均质性严重，存在天然裂缝。葡Ⅰ组油层中深1083.4 m，有效孔隙度21.2%～24.3%，有效渗透率46×10-3μm2，属中孔低渗油藏；扶余油层中深1733.5 m，有效孔隙度9%～15%，平均空气渗透率为1.35×10-3μm2，属低孔特低渗油藏。目前开发方式为合采葡扶油组（葡Ⅰ组和扶余油组）和单采扶余油组两组，采用450×120 m五点井网开采，注采井距255m。葡Ⅰ组油层地下原油粘度5.1 mPa·s，扶余油层5.8 mPa·s，两油组原油密度为8.5 g·cm-3。

1 开发效果评价

1.1 注水开发效果评价

葡46区块自投产以来10个月累计注水14.08×104m3，平均单井日注水能力 28.2 m3/d；累积产液1.22×104m3，平均单井日产液能力2.5 m3/d，累计注采比高达11.55，表明该区块注水不见效。

研究区葡Ⅰ油组投产后10个月日产液能力和动液面已回升，含水率急剧上升，单井平均日产油能力急剧下降，由投产初的0.85 t/d递减至10个月后的0.49 t/d，折合成年递减率高达50.8%；扶余油组日产液能力、动液面和含水率不断下降，平均单井日产油能力基本不变，由此可知，葡Ⅰ油组注水已见效，但开采状况较差；扶余油组注水未见效，开采效果尚可以。

研究区葡Ⅰ油组投产后10个月总压降0.90 MPa，压力水平0.919，压力等数0.947，已基本恢复到原始地层压力；扶余油组总压降9.45 MPa，压力水平0.433，压力系数0.457，低于原始地层压力。因此说，葡一油组已注水见效，扶余油组注水未见效。

1.2 油田采收率确定

采收率是衡量油田开发效果好坏的一个综合指标。它与原油性质的好坏、人工压力保持水平、开发方式等因素密切相关。本次采收率预测采用9种经验公式与4种水驱曲线法相结合的方法[1,8]，结果（见表1和表 2）。

表1 水驱曲线法预测采收率

表2 经验公式预测采收率

上述各式中：K、Ф、μ0、μw、Bo、Swi、Pi用葡扶层系地质储量加权平均，h用葡扶层系面积加权平均。K为渗透率（22.62×10-3μm2）；Ф 为孔隙度（0.1712）；μ0为地层油粘度（5.47 mPa·s）；μw为地层水粘度（0.4mPa·s）；Bo为原油体积系数（1.114）；h为有效厚度（3.4 m）；Swi为束缚水饱和度（0.4462）；Pi为原始地层压力（14.84 MPa）；Pd为油藏废弃时地层压力；S为井网密度（5.4 hm2/井）；Np为累计产油量，104t；Wp为累计产水量，104t；Lp为累计产水量，104t。

葡46区块油藏目前采出程度0.198%，综合含水已经达到75.82%，而标定采收率为18.47%。由表1知，在现有开发条件开采，4种水驱曲线预测的最终采收率最高值也仅为1.018%，即后期油田注采井网、注水方案和开发层系的细分还需进一步完善。

1.3 产量递减评价

产量递减率就是单位时间内的产量变化率[9]。产量与递减率关系的表达式为：

式 1 中，Qo（t），Qi分别为油田递减阶段 t时间的产量和开始递减时的产量；t·月-1或 t·a-1；a（t），ai分别为瞬时递减率和初始时刻递减率；1·月-1或1·a-1。当n=0时，为指数递减；当0＜n＜1时为双曲线递减；当n=1时，为调和递减。

运用图版法研究发现，指数递减和调和递减规律对研究区块的符合效果均较好。指数递减公式为Q（ot）=540.4037×e（-0.0722t），R2=0.982，最终采收率为0.405%；调和递减公式为Q（ot）=550.3198（/1+0.096 4t），R2=0.896，最终采收率为0.953%。葡 46区产量变化符合产量衰减规律，水驱开发效果差，注水效果有待改善。

1.4 压力保持水平

1.4.1 注水井井口注入压力 目前研究区的井口注入压力均小于15 MPa，葡Ⅰ组油藏地层最低井口破裂压力约为15 MPa，扶余组油藏地层最低井口破裂压力约为23 MPa。因注入压力不能超过地层破裂压力，可知，注水井井口注入压力应保持水平。

1.4.2 油井最低井底流压 一般随着生产压差增大，产量也随之增大，但事实并非如此。当生产井井底流压降到一定值后，随着降低井底流压，生产压差增加的产量补偿不了由于井底流压的下降引起的井底脱气而减少的流量时，再降低流压放大压差，产量不会上升反而会下降，这时的井底流压称之为最小井底流压。任何油井生产，其井底流压不能小于最小井底流压[10]。前苏联在罗马什金、巴夫雷、康杜茨林油田，通过34口油井124次稳定试井资料绘制的流入动态曲线的流入动态曲线（见图1）[11]。

图1 无因次产量与井底流动压力关系

油井最低井底流压的计算公式：

式 2、3 中：Pwfmin为油井最低允许流压，MPa；Pb为饱和压力，MPa；PR为地层压力，MPa；α为天然气溶解系数；Bo为原油体积系数；Z为气体偏差系数；T为地层温度，℃；fwr为体积含水，小数。

由公式2、3求得不同含水率下的生产井井底最低流压（见图2）。

图2 葡扶油组含水率与最低井底流压关系

油井井底流压的近似公式：

式4、5中：Pwf为生产井井底流压，MPa；H为井深，m；Hm为动液面，m；ρc为油水混合液密度，g·cm-3；ρw为水的密度，g·cm-3；fw为含水率，%。

由上得出葡扶合采井井底流压为13.29 MPa，最小井底流压为2.4 MPa；扶余单采井井底流压为2.65 MPa，最小井底流压为3.65 MPa。由于任何油井生产，其井底流压不能小于最小井底流压。因此，葡Ⅰ组和扶余组油藏必须分层系开采。

1.5 开发井网合理性评价

井网密度是指单井控制的开发面积，特低渗油田开发成败的关键。低渗油田在注水开发的过程中都存在着启动压力梯度，当驱替压力梯度大于启动压力梯度流体才能流动，注水才能受效。根据大庆外围油田扶余油组21区块特低渗岩样的启动压力梯度实验室测试[12]，其启动压力梯度G与渗透率K的关系服从幂律关系：

式6中：G为启动压力梯度，MPa/m；K为渗透率，10-3m2。

在一注一采情况下驱替压力梯度表达式为：

式7中：a为注采井井距，m；Pinf为注水井井底流压；Pwf为生产井井底流压；rw井筒半径，为驱替压力梯度，MPa/m。

按6、7式计算得，葡Ⅰ组的启动压力梯度为0.0056 MPa/m，扶余油组的启动压力梯度为0.0428 MPa/m；合采葡扶组的驱替压力梯度为0.0163 MPa/m，单采扶余油组的驱替压力梯度为0.0025 MPa/m。故葡Ⅰ油组可以注水见效，在现有井网和开采条件下，扶余油组无论单独开采还是合采注水不会见效。因此，特低渗扶余油组要投入有效的注水开发必须缩小注采井距和增大注水井井口压力。

若注水井口注入压力15 MPa，沿程损失1.0 MPa，油组中部深度1730 m，则注水井井底流压为31.3 MPa，在投产10个月后含水36%的情况下其生产井最低井底流压为3.7 MPa，注水井和生产井井径为0.1 m。将上述参数代入（3）式，可以求得扶余油组驱替压力梯度与注采井距的关系曲线（见图3）。

图3 驱替压力梯度与注采井距的关系

根据驱替压力梯度必须大于启动压力梯度，生产井才能注水见效原则，得扶余油组的注采井距必须缩小至170 m左右（图3），如果按照原有井网的格式，必须将井网改成300×80 m。

2 结论

（1）葡46区块注水不见效，葡Ⅰ油组注水已见效，开采状况较差，扶余油组注水未见效，开采效果较好。单采扶余油组井的开采指标远好于葡扶合采井的开采指标。

（2）葡Ⅰ组和扶余组油藏必须分层系开采，否则扶余组油藏不产液。

（3）在目前的井网密度和开采条件下，扶余组油井受不到注水效果。为此，扶余组油藏必须缩小井距和放大注采压差，才能投入正常注水开发。

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Evaluation of development efficiency of Pufu reservoir of Pu 46 block in Daqing oilfield

WU Wenchao1，DENG Zhiying2，ZHANG Jun2，YANG Yonghong2，LIU Guolin2
（1.The Second Prospecting Team of Anhui Coalfield Geological in Anhui Province，Wuhu Anhui 241000，China；2.Key Lab of Dring and Exploitation Engineering for Oil and Gas of Yangtze University in Hubei Province，Wuhan Hubei 430100，China）

In order to provide guidance for the next development in the study area,using the method reservoir engineering,development efficiency of studied area from the water injection development effect,production decline,recovery and energy leveldeterminekeep,development well nets rationality etc.Pu I and Fuyu reservoir of Pu 46 block in Daqing Oilfield are complex geological conditions,developed typicaliy complex fracture.Bcause the reservoir strong heterogeneity in vertical directions,the early development of high water cut stage has entered,the production decline rate speeds up,the development effect significantly becomes worse.So Pu I and Fuyu oil group must be mined separately,fuyu reservoir must reduce space and enlarge injection-production differential pressure,can be in normal water injection development.

development efficiency；recovery efficiency；production decline；waterflooding characteristic law；rational well pattern

10.3969/j.issn.1673-5285.2012.11.009

TE344

A

1673－5285（2012）11－0033－04

2012－06－21

2012－09－29

吴文超，男（1986－），助理工程师，主要从事地质勘探和油藏工程方面的研究，邮箱：659464170@qq.com。