滩海B油田主要含油目的层沙二上, 高点埋深2720m, 圈闭幅度140m, 圈闭面积3.0km2, 累计上报含油面积2.86km2, 石油探明储量339.4×104t, 截止目前投入注水井的2口。
根据滩海B油田实际压裂资料的统计破裂压力梯度最高0.0243MPa/m, 最低0.0208 MPa/m, 平均0.0228MPa/m。
注水井最高流动压力以不超过油层岩石破裂压力的90%为限。
井口最高流动压力与井底最高流动压力之间换算公式为:P井口=P井底-P静水柱+P摩阻
计算滩海B油田最高井底流压为56.44-57.11MPa, 最高井口压力为30.0-30.7MPa。
应用滩海B油田启动压差经验公式[1]P=326.5×0.098K-0.258, 计算目的层启动压差为7.13-14.59MPa。
依据油田开发管理纲要要求, 针对区块油藏特点, 优选合理的注采比。滩海B油田既能保证油井具有较高产能, 又能保证注水井井底注入压力不超过破裂压力的最佳注采比1-1.1, 保持地层压力在27MPa, 压力系数0.97。
滩海B油田沙二段仅发育沙二上砂组, 主力含油小层为Es2s2小层, Es2s1及Es2s4小层个别井区未钻遇油层;油层含油高度为110m, 油层单一, 平均油层厚度6m;电测解释孔隙度13.78-14.79%, 渗透率23.94-31.47×10-3μm2, 为低孔、低渗储层;原始地层压力为26.61MPa, 压力系数0.98, 为正常压力系统。
截至目前, 滩海B油田投产 (注) 5口, 其中油井3口, 注水井2口, 现有2口注水井分别为B1、B2井。
B1井为一口老井利用井, 该井2012年3月8日投产采油, 生产厚度27.4m (垂19m) 。该井2012年12月15日应方案部署要求关井, 关井前累积采油1.67×104t, 累积采气214.29×104m3, 累积采水128.7m3。
2014年4月4日同井段转注, 初期日注水量108m3/d, 注水强度5.68 m3/d.m, 2014年9月2日将日注水量上调为150m3/d, 11月12日回调至100m3/d, 2015年11月18日下调至50m3/d至今, 至2016年8月底, 累积注水6.2131×104m3。
从注水压力来看, B1井由于先期采过油, 注水前地下累积亏空为2.75×104m3, 因此初期吸水能力强, 井口注水压力仅为1-4MPa;随着注水量逐渐弥补亏空差距, 加上储层渗透性较差, 注水压力开始上升, 最高井口注水压力8.3MPa;该井油藏中深为2793.9m (垂) , 井筒摩阻压力以静水柱压力3%的系数计算, 折最高井底注水压力为35.4MPa;计算该井井底破裂压力为63.7MPa;实际最高井底注水压力仅为破裂压力的55.6%, 处于安全注水范围。
2015年11月井口日注水量下调为50m3/d, 井口间注, 井口注水压力低, 2016年6月恢复稳定注水后, 注水压力维持在6MPa左右, 注水压力低、注水稳定。
B2井为滩海B油田2015年部署实施的产能井, 该井2015年2月4日投产采油, 生产厚度44.4m (垂8.8m) 。该井2016年3月26日应方案部署要求关井, 关井前累积采油3332.07t, 累积采气53.71×104m3, 累积采水7003.25m3。
2016年3月27日同井段转注, 初期日注水量51m3/d, 注采强度5.8 m3/d.m, 4月5日调配至100m3/d, 6月3日恢复至50m3/d至今, 至2016年8月底, 累积注水5062m3。
从注水压力来看, B2井同B1井一样, 井口注水压力低, 注水能力强, 稳定注水井口压力稳定在2MPa左右;该井油藏中深为2811.05m (垂) , 井筒摩阻压力以静水柱压力3%的系数计算, 折井底注水压力为29.26MPa;计算该井井底破裂压力为64.09MPa, 井底注水压力仅为破裂压力的45.7%, 注水压力低, 注水安全性强。
油藏工程方法结合生产动态分析, 论证滩海B油田注水压力低、注水相对稳定, 注水安全性较强, 溢油风险低。
摘要：合理调配注水井注水压力与目的层地层破裂压力之间的关系, 是有效控制油气藏溢油风险的关键。本文应用实例分析法, 选取了滩海B油田进行实例分析, 进一步分析滩海B油田注水井注水效果, 评价溢油风险。
关键词：溢油风险,滩海油田
[1] 吕成远.低渗透砂岩油藏渗流启动压力梯度实验研究[J].石油勘探与开发, 2002, 29 (4) :86-87.
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