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(yáng) 745100)
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(lái)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(lái)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。
本文通過(guò)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。
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(guò)(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(guò)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
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(lái)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
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。
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。
通過(guò)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(guò)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(guò)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。