油田开发技术经济界限研究方法

6.3油田开发技术、经济界限研究方法6.3.1开发技术界限研究方法6.3.1.1抽油井流动压力下限计算方法一般抽油井流动压力下限为各种泵允许下入的最大深度时的流压。Pmin=Pp+rLg(Lm-Lp)×10-3×Fx（6-3-1）式中：Pmin—抽油井最小的合理井底流动压力，MPa；g—重力加速度；等于9.80665m/s2；Pp—满足一定泵效的泵口压力，MPa；Lm，Lp—分别为油藏中深和泵深，m；Fx—液体密度平均校正系数rL—混合液柱密度，g/cm3。混合液柱相对密度，由以下方法计算：当产气量较多时：rL＝rog(1－wf)＋rwwf（6-3-2）油、气相对密度：rog＝i/10i—流压梯度，由见水前测流压时得到。合理泵口压力由下式求得：Pp=PaSfPaGw)]1/()11[(β（6-3-3）式中：G—油井生产气油比，m3/m3；S—天然气溶解系数，m3/m3，MPa；Pa—取0.101325MPa，大气压力；β—泵的充满系数，f；fw—油井含水率，f。6.3.1.2油藏平衡地层压力研究方法不同含水条件下合理压力保持水平等于：不同含水条件下的最低流压加上不同含水条件下一定排液量时的合理生产压差。BfwoowfooLRAeLTnPAeLTnQPBfw（6-3-4）计算注水井井底流动压力的公式：bf（6-3-5）式中：T—阶段日历天数，d；nw—注水井数，口；Lw—注水井时率，f；QL—阶段产液量，104m3；Pj—注水井井底流动压力，MPa；no—采油井数，口；Lo—采油井时率，f；Qj—阶段注入量，104m3；其它符号意义同前。6.3.1.3单井最大排液量计算方法对于抽油井来说，单井最大排液量要受泵径、泵深及泵效的限制。Qmax=[ΔPmax(0)-ΔPo]·αo·αL（6-3-6）ΔPmax(0)=Po-[Pp+rLg(Lm-Lp)×10-3]（6-3-7）式中：Qmax—各种泵径下油井的最大产液量，t/d。ΔPmax(0)—原始油层压力条件下的最大生产压差，MPa。ΔPo—油层总压降，MPa。αo—油井见水前的采油指数，t/(d·MPa)。αL—无因次采液指数，小数。其它符号意义同前。其中：油井最大生产压差：根据油井井筒压力平衡原理，最大生产压差由下式表示：ΔPmax(0)=Po-Pmin（6-3-8）式中：Po—原始油层压力，MPa。Pmin—抽油井最小的合理井底流动压力，MPa。抽油井最小的合理井底流动压力的计算方法见公式ΔPmax(0)=Po-[Pp+ρLg(Lm-Lp)×10-3]（6-3-9）其它符号意义同前。6.3.1.4注采平衡法原理及计算公式1)平均单井产液量对于抽油井，其产液量公式可表示为：)(wfeiLLLPPPJq（6-3-10）其中：)(bLwfLHgPpP（6-3-11）式中：Pi—原始地层压力,MPa；P—目前地层压力，MPa；Pp—满足一定泵效的泵口压力，MPaaL—无因次采液指数，f；eP—油层平均总压降，MPa；其它符号意义同前。从上式中可以看出：在不同的地层压力下，对于不同的下入泵深，平均单井产液量是不同的。2)单井注水量对于注水井有：dWhWWiPPIq（6-3-12）其中：PebaPefpd22)(（6-3-13）PebaPIqwhWWi22（6-3-14）式中：Pd—吸水时的启动压力,MPa；qwi—平均单井注水量，m3/d；rw—水的相对密度，g/cm3；Pwh—井口注入压力，MPa；a1、b1—系数，由实际资料回归得到。其它符号意义同前。可以看出，对于不同的地层压力，注入压力不同时，平均单井注入量也是不同的。3)压力平衡图坐标系的确定对于一个注采系统，平均单井注入量与平均单井采液量之间存在如下平衡关系：WiwZLoqnRqn（6-3-15）其中：wooolqBqq（6-3-16）则有：wooowooWiqBqnnIPRq（6-3-17）式中：qo、qw、qL：分别为平均单井产油量、产水量、产液量，t/d；qwi：平均单井日注水量，m3/d；γo：地面原油相对密度，g/cm3；Bo；原油体积系数；nw：注水井数，口；no:采油井数，口；IPRo：油藏平衡注采比。根据上式所确定的qwi与qL的关系，可以确定出压力平衡图坐标系。注采系统压力平衡图示意图如下。05101520253036912总压降(MPa)单井日产液(t/d)010203040506070单井日注水(m3/d)泵挂加深注水压力增大BACO图6-3-1注采系统压力平衡示意图从上图中可见，每一个交点(O点)即为压力平衡点，每一点都表明了平均单井日产液、日注水量、平均泵深、平均注入压力和平均地层压力（或总压降）之间的相对平衡关系。由于在整个开发过程中，注采压力系统的五项指标的平衡状态总是相对的、暂时的，所以，平衡点反映的是开发过程中某一阶段的某一条件下的平衡关系。随着开发过程的变化和注采条件的改变，平衡点将随之变动，而每一点的条件又都是相互制约的。目前，保持油田在中高含水期稳产的一个重要手段是放大生产压差，提高油井排液量，充分发挥地层所提供的产液能力。从上图中可见，提高单井产液量的途径有三：A方向：泵的下入深度不变，用提高地层压力来增大生产压差，提高单井产液量。同时，由于恢复地层压力的需要，注入压力和注入量均要相应提高。该方向增加了地层能量，但油层压力不宜恢复的过快过高。过快会导致含水上升加快，层间矛盾加剧；过高造成地下能量过多储存，注水泵压将大大提高，能量增加，不利于充分发挥油层潜力，且注入压力一般不允许超过油层破裂压力。因此，这一方向主要受注水设备等一些条件的限制。B方向：油层压力保持不变，用加深泵挂来降低流压，增大生产压差，进而提高排液量。相应的根据满足注采平衡的需要，要提高注入压力来增加注水量。这一方向也要受到泵挂下入最大深度、注水设备等条件的限制。C方向：注入压力不变，既注水系统不需改变，用加深泵挂增大生产压差，可使单井日产液量提高，同时，在饱和压力以上，允许一定幅度（这一幅度要较加深泵挂所增大的生产压差要小）的地层压降，由于地层压力下降，在相同注入压力下可使注入压差增大，使注水量提高，以保持注采平衡。这一方向主要是通过加深泵挂使流压降低获得的增大压差，这种增大的压差量超过了由地层压力下降而导致的生产压差减小量，通过两者综合作用的结果来得到提高单井排液量。但由于受泵的最大下入深度及地饱压差的限制，压力水平不能过低。但总的来说，这一方向制约条件最小，最能充分利用地层能量。由于不同油田不同区块注采系统状况差异较大，压力保持水平也不同，采用哪种途径提高排液量要根据具体状况决定。哪一方向提液最好，需要根据具体情况进行分析。6.3.1.5合理注采井数比研究方法1)流度比平方根法在面积注水条件下，最佳的油水井数比可近似的等于流度比的平方根。公式：MR（6-3-18）)()()(wrowrwwirowosKsKsKM（6-3-19）式中：R—油水井数比；M—流度比；o、w—地层油、水粘度，mP.s；Kro(Sw)、Krw(Sw)—含水饱和度为Sw时的油、水相对渗透率，f；Kro(Swi)—束缚水饱和度下的油相相对渗透率，f；Swi—束缚水饱和度，f；Sw—含水饱和度，f。油藏的流度比越大，油藏的油水井数比就越高，合理的油水井数比等于油藏流度比的平方根。2)注采平衡法在相对的合理井网密度和一定的注采比条件下，根据采油速度和含水率，计算出注水井与油水总井数的比值，进而求出所需的注水井数。计算公式：AfRqRBVNANSwwtiioowo1360（6-3-20）式中：wtR—注水井与总井数之比；oV—采油速度，f；iR—注采比；Bo—原油体积系数；iq—单井平均注水量，m3/d；wf—含水率，f。N—地质储量，×104t；A—含油面积，Km2；S—井网密度，井／Km2。3)吸水采液指数比平方根法根据油藏的注采能力，从注采平衡角度考虑对油水井数比的要求。计算公式：）（LwJIPRIR（6-3-21）式中：R—油水井数比；wI、LJ—地下体积计算的吸水、产液指数,dMPam./3。6.3.1.6合理注入压力的确定方法对于注水开发的油藏，注水井注入压力的确定一般要考虑两个方面的因素：①注入压力应满足油藏压力平衡的要求；②注入压力不宜超过地层破裂压力，为了防止地层破裂引起的水窜，一般以破裂压力的95%为注水井最大注入压力。地层破裂压力的确定主要采用以下几种方法：（1）现场压裂施工经验公式：克乌断裂以北（井深950m以上）：P破=42.5116+0.1941H（6-3-22）r=0.9361n=11克乌断裂以南（井深950m以下）：P破=74.3475+0.1331H（6-3-23）r=0.9853n=11（2）理论公式：威廉斯法：P破=0.02307×H×α+（4.335×C-α）×P地（6-3-24）校正后的威廉斯法：P破=0.02307×H×α+（1.03-α）×P地（6-3-25）式中：P破——地层破裂压力，MPa；P地——地层压力，MPa；H——油层中部深度，m；α——岩石破裂常数，一般取0.33～0.5；C——上复岩层压力梯度，一般取0.23～0.25。（3）注水井系统试井法：根据试井曲线的拐点确定。经计算对比，新疆油田一、二、四、六、七区及八区八道湾组用经验公式比较符合实际；八区克上、克下组用校正后的威廉斯法比较符合实际；百口泉油田适用威廉斯法；五、三区适用于注水井系统试井法确定的结果。对界定合理注入压力满足以上两方面的条件，Ⅰ、Ⅲ类油藏相对比较容易，但对于Ⅱ类油藏，由于储层物性差，油层吸水能力差，导致水井在注入压力接近破裂压力时仍很难达到设计的注水指标，在这种情况下，可以考虑适当提高注入压力，使注水压力微超或接近破裂压力，在近井地带产生一些张开的微裂缝条件下提高吸水能力。典型油藏合理注入压力的界限见表6-3-1。表6-3-1新疆油田典型油藏注水井注入压力界限表单位：MPa油藏破裂压力最大注入压力目前流压七东中八道湾20.5019.4817.71八区克上40.6038.4832.73六中克下14.4013.688.946.3.1.7合理地层压力的确定方法油井的地层压力不但决定着油井的流动与生产条件，而且又制约着注水井的地层压力和整个油藏的压力系统。因此，确定合理的地层压力对油田的开发有着重要的意义。决定合理地层压力的因素较多，其中最重要的是保持良好的相态、流态、供液能力和生产条件，但如何对地层压力进行界定却是一项十分复杂的工作，主要原因是在影响油田开发指标的各种复杂因素中地层压力的影响相对缓慢，不如其它因素敏感、直接。目前尚未见到较成熟的地层压力界定方法，特别是砂砾岩油藏高含水期的合理地层压力的界定则更是急待解决的问题。油藏到了中高含水开采期，开采效益逐渐降低。在现有经济技术条件下，最大限度地提高油田的开采速度和效益是我们界定油藏中高含水期合理地层压力的最基本的前提条件。因此，合理的地层压力应该至少满足三个方面的要求：一是有利于提高油藏的开采速度和最终采收率；二是有利于发挥注采设备的最大效能；三是能满足油藏注采平衡的要求。满足注采平衡的地层压力可由流入生产特征曲线与注入生产特征曲线的交点压力确定（见图6-3-2、图6-3-3）。七中东区八道湾组579111315171901020304050产液量,注水量(QL,Qi,t/d)地层压力(Pr,MPa)PLi=15PLp=6注采比1.25注采井数比1:1.9PLi=16PLi=18PLi=19PLp=7PLp=5PLp=4.5PLp=3PLp=4PLi=17八区克上组10152025303551015202530产液量,注水量(QL,Qi,t/d)地层压力(Pr,MPa)PLi=28PLp=10PLp=8PLp=6.8PLp=4PLi=30PLi=32.5PLi=34注采比1.25