超高含水期／階段概念在剩余油挖潛中的應(yīng)用——以下二門油田核桃園組三段Ⅳ油組4小層為例

楊萬有，鄭春峰 葛春曉 （中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司鉆采工程研究所，天津300452）

經(jīng)濟(jì)極限含水是指油田在開發(fā)中后期時，油田投入和產(chǎn)出達(dá)到平衡時的含水。目前普遍把98%定義為經(jīng)濟(jì)極限含水，很少見有關(guān)極限含水大于98%時油田開發(fā)調(diào)整方案制定方法、剩余油挖潛等研究內(nèi)容的相關(guān)報(bào)道［1～3］。實(shí)際上隨著油價持續(xù)走高和油氣田開采成本的下降，仍把98%定義為經(jīng)濟(jì)極限含水已不適用于開發(fā)的需求。統(tǒng)計(jì)表明當(dāng)油田含水大于98%時，多數(shù)油田局部剩余油飽和度仍大于50%，該類油田通過有效措施挖潛仍具有很大的潛力［4，5］。

1 超高含水期定義

經(jīng)濟(jì)極限含水率計(jì)算公式見式 （1），式中產(chǎn)液量取30t／d（Eh4（4）3平均日產(chǎn)液），油價選取目前油價浮動上下線，分別為95美元／桶（約4000元／t）和120美元／桶 （約5100元／t）。

式中：BF為單井年固定成本，104元；BV為單井年變動成本，104元；QL為單井年產(chǎn)液量，104t；P為原油價格，元／t；α為原油綜合稅率，1；β為原油商品率，1；fw為極限含水率，1。

圖1 不同油價下對應(yīng)的極限含水率

圖1計(jì)算結(jié)果表明，當(dāng)油價95美元／桶 （約4000元／t）時，計(jì)算經(jīng)濟(jì)極限含水率為98．86%，定義Eh4（4）3超高含水Ⅰ期含水率為98．86%，98%～98．86%含水率的階段稱之為超高含水Ⅰ階段。當(dāng)油價120美元／桶 （約5100元／t）時，計(jì)算經(jīng)濟(jì)極限含水率為99．33%，定義Eh4（4）3超高含水率Ⅱ期含水率為99．33%，98．86%～99．33%含水率的階段稱之為超高含水Ⅱ階段。

2 經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量計(jì)算

2.1 老井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量計(jì)算

隨著綜合含水的升高，老井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量隨之升高，若在超高含水期老井繼續(xù)開發(fā)生產(chǎn)，只有產(chǎn)油量大于經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量時油井才有利潤空間［6］（水平井年操作費(fèi)用按照直井年操作費(fèi)用的2．5倍來處理）。

老井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量計(jì)算公式如下所示：

式中：qo為經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量，t／d；F為單井固定成本，元；v為噸液可變成本，元／t；t為時間，d。

圖2 直井 （老井）經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量與含水率關(guān)系

圖3 水平井 （老井）經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量與含水率關(guān)系

2.2 調(diào)整井經(jīng)濟(jì)極限年產(chǎn)油量計(jì)算

調(diào)整井經(jīng)濟(jì)極限年產(chǎn)油量是指新井投產(chǎn)所獲得的收益能彌補(bǔ)全部投資費(fèi) （調(diào)整井投產(chǎn)初期含水以零計(jì)算），

調(diào)整井經(jīng)濟(jì)極限年產(chǎn)油量計(jì)算公式如下所示：

式中：Qo為經(jīng)濟(jì)極限年產(chǎn)油量，104t；a為單井年遞減率，1；Co為單井年操作費(fèi)，104元／（井·a）；i為貼現(xiàn)率，1；T為評價時間，a；M為單井投資，104元／井。

計(jì)算結(jié)果表明，油價為4000元／t時，經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量直井為3．5×104t／a，水平井為4．6×104t／a；油價為5100元／t時，經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量直井為2．2×104t／a，水平井為2．89×104t／a，如圖4所示。

3.2 措施挖潛原則

調(diào)整原則：①西部主體區(qū)通過改變液流方向提高注入水利用率［7，8］；②東部上傾部位以經(jīng)濟(jì)極限計(jì)算結(jié)果為依據(jù)完善注采關(guān)系；③通過油井補(bǔ)孔、層系轉(zhuǎn)換提高非主力油層水驅(qū)控制程度；④在剩余油富集區(qū)考慮打調(diào)整井、老井補(bǔ)孔、反層和轉(zhuǎn)注等措施相結(jié)合［9］。

圖4 不同油價下調(diào)整井 （直井和水平井）的年經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量

3.3 措施挖潛方案制定

依據(jù)上述4個挖潛原則制定3種調(diào)整方案，應(yīng)用Eclipse數(shù)值模擬軟件在歷史擬合基礎(chǔ)上對不同方案進(jìn)行預(yù)測。著重分析超高含水Ⅰ、Ⅱ階段開發(fā)年限、采出程度提高值和凈收益值。不同調(diào)整方案配產(chǎn)、配注和調(diào)整方式見表1。

方案預(yù)測中，模型運(yùn)行截止時間遵循以下兩個原則：①工區(qū)平均含水率分別等于超高含水Ⅰ期和超高含水Ⅱ期；②單井 （直井／水平井，老井和調(diào)整井）產(chǎn)油量低于單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量。

表1 不同開發(fā)方案制定統(tǒng)計(jì)表

3.4 結(jié)果優(yōu)化分析

預(yù)測結(jié)果 （見圖5、6）表明，3種方案初期含水率均得到有效控制。

1）方案1初期產(chǎn)油量39．5t／d，含水率降至85．5%。在超高含水Ⅰ階段用時5．1a，累計(jì)增油2．0×104t，采出程度提高2．7%，凈收益0．14×108元。在超高含水Ⅱ階段用時7．4a，累計(jì)增油2．3×104t，采出程度提高3．1%，凈收益0．17×108元。方案1在不同超高含水階段采出程度提高2．7%～3．1%，但凈收益較低。

2）方案2初期產(chǎn)油量59．2t／d，含水率降至80．3%。在超高含水Ⅰ階段用時4．5a，累計(jì)增油1．9×104t，采出程度提高2．5%，凈收益－0．04×108元。在超高含水Ⅱ階段用時6．8a，累計(jì)增油2．5×104t，采出程度提高3．3%，凈收益－0．07×108元。方案2在不同超高含水階段采出程度提高2．5%～3．3%，凈收益為負(fù)值，方案不予采用。

3）方案3初期產(chǎn)油76．9t／d，含水率降至77．4%。在超高含水Ⅰ階段用時3．9a，累計(jì)增油2．8×104t，采出程度提高3．1%，凈收益0．24×108元。在超高含水Ⅱ階段用時5．2a，累計(jì)增油3．4×104t，采出程度提高3．7%，凈收益0．29×108元。方案3在不同超高含水階段采出程度提高3．1%～3．7%，收益在 （0．24～0．29）×108元，具有可實(shí)施性。

圖5 3種方案產(chǎn)油量對比圖

圖6 3種方案含水率對比圖

4 結(jié)論

2）方案3在超高含水Ⅰ階段用時3．9a，采出程度提高3．1%，凈收益0．24×108元。超高含水Ⅱ階段用時5．2a，采出程度提高3．7%，凈收益0．29×108元。

3）超高含水Ⅰ、Ⅱ期／階段概念的提出，為高含水、高采出程度老油田在超高含水階段剩余油挖潛提供了新的研究思路。

［1］熊鈺，盧智慧，李玉林，等 ．孤東油田小油砂體提高采收率技術(shù) ［J］．特種油氣藏，2010，17（1）：61～67．

［2］鄭春峰，趙忠義，郝曉軍，等 ．高含水、高采出程度階段油田剩余油定量表征及其綜合評價 ［J］．石油天然氣學(xué)報(bào) （江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào)），2012，34 （2）：131～135．

［3］楊元亮，宋文芳 ．單2塊稠油油藏高含水后期提高采收率對策 ［J］．特種油氣藏，2002，9（4）：50～52．

［4］Hammershaimb E C．Recovery efficiency of enhanced oil recovery methods：A review of significant field tests［J］．SPE12114，1983．

［5］于樂香，王星 ．新井初產(chǎn)油和老井含水的經(jīng)濟(jì)極限研究 ［J］．石油鉆采工藝，2000，22（6）：39～41．

［6］黃文芬，王建勇，孫民生，等 ．水平井挖潛邊底水構(gòu)造油藏剩余油效果及影響因素分析 ［J］．特種油氣藏，2001，8（3）：41～44．

［7］顧岱鴻，何順利 ．特高含水期油田剩余油分布研究 ［J］．?dāng)鄩K油氣田，2004，11（6）：37～39．

［8］張新征，張烈輝，熊鈺，等 ．高含水油田開發(fā)效果評價方法及應(yīng)用研究 ［J］．大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2005，24（3）：48～50．

［9］方宏長，馮明生 ．中國東部幾個主要油田高含水期提高水驅(qū)采收率的方向 ［J］．石油勘探與開發(fā)，1999，26（1）：40～43．