合水ZH73区块合理注采技术政策评价

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摘要：注采技术的合理性对油田的稳产、增产具有极其重要的意义，ZH73区块为西峰油田合水区块CH3油藏的重点开发区之一，其注采技术政策的匹配性关系到合水区块的开发、稳产形势，部分井组因注采技术执行不到位出现含水上升快、递减快及地层压力保持水平低的“两高一低”情况，本文主要从理论研究方面来评价该区块注采技术政策匹配性，以期对该区块稳产形式提供指导性意见。

关键词：注采技术；政策；递减

1 前言

西峰油田合水区块位于鄂尔多斯盆地西南部，甘肃省庆阳市合水县境内，构造背景属于鄂尔多斯盆地中部的陕北斜坡和天环坳陷的南部。该区块自2009年以来油气产能增速很快，其中主力建产区为CH3、CH8、CH6等裂缝性油藏，目前CH3油藏产能占该区块的42.7%，也是2011-2013年开发重点，CH3油藏分为四个小层，以CH31为主，主要位于zh73区块。CH31储层以细--中粒长石岩屑砂岩为主，储层孔隙类型以粒间孔为主，长石溶孔次之，平均孔隙度为15.8%，平均渗透率为6.6×10-3μm2，属特低渗透油藏。

经评价ZH73区块长3油藏地质储量2064.2×104t，目前油藏压力平均为12.3MPa，为原始地层压力的91.2%，总采出程度为0.52%，整体水驱动用程度为77.1%。采取同步注水、小规模压裂、菱形反九点结合正方形井网、温和注水、小参数抽油的开发技术政策，目前该区块单井平均日产油能力在2.1t/d，综合含水17.1%，该区块少部分井组出现递减快、含水上升快和油层压力保持水平低的“两高一低”形式，尤其是欠注时间较长的井网区油井产量下降幅度较快，由投产初期的日均2.9t/d下降到2.3t/d，地层压力保持水平较低，仅为68.7%，如西南部小片范围；油藏北部有少部分油井含水上升速度较快，涉及油井9口，地层压力保持水平较高122.3%以上，各片地层压力保持水平不均衡影响整体开发效果，研究该区块注采开发技术政策的匹配性关乎合水区块的开发、稳产形式，如下图。

2 注采技术政策评价

2.1 合理地层压力保持水平

地层压力是衡量地层能量的标志，在油田开发过程中，它的变化与采油速度及注入速度有关。合理的地层压力保持水平可以增大生产压差，保证油藏不脱气、不析蜡，提高油井生产能力。作为同步注水开发方式，依开发经验，ZH73区块整体地层压力保持水平宜保持在90—110%范围，尽可能使油藏压力高于饱和压力，目前整体地层压力保持水平为92.4%，整体压力保持水平基本合理。但压力分布不均，区块北部压力保持水平较高，达到120%以上，南部压力保持水平相对较低，压力保持水平在60-80%。北部宜适当降低注水量以逐步降低压力保持水平，同时也可抑制高含水井数量上升，南部应逐步提高注入速度。

2.2 合理注水压力研究

合理的注水压力是提高油田注水开发水平和经济效益的重要保证。一般情况下注水量随着注水压力的增加而呈线性增长，而在注水指示曲线上出现明显的拐点对应的压力即为裂缝开启压力或地层破裂压力（一般情况下，裂缝开启压力要比储层破裂压力低）。注水压力选择主要遵循以下开发经验：

a）对于裂缝不发育的常规砂岩油藏传统的合理注水压力界限为油层破裂压力的0.9倍，但开发实践表明在0.9倍下注水，即使裂缝不发育的高渗透储层，也会产生套损。因此，近年从减少套管损坏出发，提出注水井合理注水压力应小于油藏原始地层压力。

b）对于裂缝发育的低渗透油藏若初期采用反九点注水，或裂缝方向未搞清楚时，应根据注采动态反映确定动态破裂压力，使注水压力小于动态破裂压力的0.9倍。

根据统计目前CH3主力油藏ZH73区块地层破裂压力在23～35MPa，注水井最大井底流压可取27MPa左右，1300米左右井深折算到井口最大注水压力为14MPa，而ZH73井区目前注水压力为13MPa左右，目前注水压力基本合理。少数注压较高的可采取洗井、挤注或酸洗的方法降低注压，提高储层吸水能力，如GU57-71、GU67-53井组。

2.3 合理注采比研究

合理注采比是提高油层压力保持水平的重要保证，太低会使油层压力下降、生产压差降低而影响产量，太高又会令油井过早水淹。假定油田压力处于饱和压力之上开采，根据物质平衡方程方法知：

Qo×Bo+Qw×Bw-Qwi×Bw=N×Ce×Boi×ΔP 公式1

式中；Qo——累积产油量，104t；

Qw——累积产水量，104t；

Qwi——累积注水量，104t；

N——原始原油地质储量，104t；

Bo——原油体积系数；

Boi——原始原油体积系数；

Bw——水体积系数；

Bwi——水原始体积系数；

Co——原油压缩系数，1 / Mpa；

Cw——水压缩系数，1 / Mpa；

Ce——综合压缩系数，1 / Mpa；

Pi——油藏原始地层压力，Mpa；

P——油藏地层压力，Mpa。

两边对时间求导数则有：

qo Bo +q Qw Bw -q Qwi Bw =（NCe Boi -（Qo Bo Co + Qw Bw Cw- Qwi Cw Bw））d（ΔP）/ dt 公式2

式中：qo——油产量，t/d；

qQw——水产量，m/d；

qQwi——注水量，m/d。

即压力恢复速度d（ΔP）/ dt主要和产油量qo，产水量qQw，注水量qQwi，油、水高压物性参数及压力水平有关。若忽略体积系数，对时间的导数（主要因为 Qo Bo Co+ Qw Bw Cw- Qwi Cw Bw可近似为0），则有：

qo Bo +q Qw Bw-q Qwi Bw=N Ce Boid（ΔP）/ dt 公式3

将注采比α=q Qwi / （q Qw +qo）代入 （3 ）式 ，则有

qo Bo +q Qw Bw -α（q Qw +qo）Bw = N Ce Boi d（ΔP）/ dt 公式4

将含水率 fw =q Qw / （q Qw +qo）代入（4）式，则有：

（Bo +（fw -α）Bw/ （1 -fw））qo/ （NCe Boi）=d（ΔP）/dt 公式5

假定油田年稳定油产量为Qo，将油田的原始储量，当前含水率及物性参数代入上式，就可得到不同注采比下的压力恢复速度。显然压力恢复速度与注采比成正比的线性关系。.若压力水平保持不变，即d（ΔP）/ dt=0，代入式（5）得：

α=Bo/ Bw+fw（1 -Bo/ Bw） 公式6

由此式可看出，要保持一定的压力水平，需要的注采比和要保持的压力水平与油田的含水率有关系。若代入ZH73井区的油体积系数Bo，假定水的体积系数为Bw=1.0，将当前含水率fw代入，即可得到在当前含水率下要保持地层压力稳定需要保持的合理注采比，由表1看注采比应适当下调一些。油北部含水上升较快，地层压力保持的较高，可适当降低注采比，措施已降低日注量为主，南部尤其是西南部应微调提高注采比，以增加地层压力保持水平，减缓递减速度，其他片区保持不变。

表1 ZH73井区合理注采比计算结果

3 结论

3.1 ZH73区块呈现少部分井组出现递减快、含水上升快和油层压力保持水平低的“两高一低”形式，对合水区块CH3油藏开发技术政策适应性的研究关乎合水区块相当长一段时间的稳产、开发形式。

3.2整体上ZH73区块地层压力保持水平基本合理，但是压力保持水平分布不均，呈北高南低状态，需局部调整。

3.3 CH3油藏最大合理注水压力27MPa，折算到井口14MPa，应该在13MPa左右，符合注水最大压力要求，密切关注压力变化，压力上升较大要及时安排增注措施，保证地层不开启破裂，同时对设备、井筒也是一种保护。

3.4 计算ZH73区块合理注采比1.25，目前实际生产为1.3，可适当下调或保持，措施以降低注入量为主。