陕北地区石油开采理论用水定额研究

孙胜祥 费良军 苗绿平

(1.陕西省地下水保护与监测中心，陕西 西安 710003；2.西安理工大学水利水电学院，陕西 西安 710048；3.榆林市靖边县水务局，陕西 靖边 718599)

随着国民经济持续快速发展，石油资源消耗量日益增加，从1993年开始，我国首次成为石油净进口国，其战略资源的重要性更加突显[1]。我国石油资源丰富，储量约60亿t，位居世界第8位，主要分布在渤海湾、松辽平原、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、珠江口、柴达木盆地和东海大陆架八大区块，可开采资源量占全国总量的81%以上[2]。陕北地区油田属鄂尔多斯盆地赋油区块，主要分布在延安、榆林两市的中、西部15个县市区。石油工业已成为陕西经济的主要支柱之一，陕北石油开采近年已全部采用了注水工艺，按现行的陕西省地方标准《行业用水定额》(DB61/T 943—2014)，至少需消耗3倍的水资源定额，占当年延安、榆林两市地下水开采总量的17.8%(陕北石油开采注水基本来自地下水)。由于石油开采对水资源的消耗量较大，而当地水资源又十分匮乏，因此，制定先进、合理的石油开采用水定额至关重要，对于实行最严格的水资源管理和缓解该地区水资源短缺矛盾影响重大。

人工注水开发石油兴起于20世纪20年代末，大规模应用于50年代。郎兆新[3]研究表明，在1970年，美国注水开发石油区块就已达9000多个，苏联85%以上原油经注水开采而来，并认为注水后油田采收率可提高15%～20%。1954年，玉门老君庙油田在L层边部MN27井开始注水，标志着我国油田注水技术进入实施阶段[4]。围绕注水采油的研究较多，屈斌学[5]对石油开采注水量估算方法进行了归纳，主要有物质平衡法、注采比与水油比法、多元回归法、GM(1，1)模型法、BP神经网络法、气油比与注采比法、不同井网条件下注采比与地层压力法等，同时还可采用Compertz模型、Usher模型、Logistic模型等进行估算。但以往研究大多针对如何经注水后，使开采量和采收率大幅提升，以合理注采比研究为主要成果[6-13]，很少以石油开采用水定额为对象进行分析研究。基于此，本文拟选取常用的理论计算方法(物质平衡法和注采比法)和传统的企业用水平衡分析法，探求陕北地区石油开采合理、先进的用水定额，用以指导陕北地区水资源管理和约束石油开采行业生产用水，缓解区域水资源供需矛盾。

1 石油开采用水理论计算

1.1 理论方法

1.1.1 物质平衡法

物质平衡方程在确定油气藏的地质储量、判断油气藏有无边底水的侵入、计算和预测油气藏天然水侵量大小、油气藏动态预测、估算采收率等方面有着简单、易操作的特点，已成为常规油气藏分析方法之一，广泛应用于国内外各油气藏(岩性和构造)、不同注采比下压力恢复速度或含水率计算[14]。根据陈元千[15]、屈斌学[5]等的研究，弹性水压驱动油藏的物质平衡方程式为

(1)

即地层压力水平主要依赖于累计产油量、累计产水量、累计注水量及油、水、岩石的物性(压缩系数、体积系数)。将式(1)变形，可得

(2)

由式(2)可以看出，等号左侧为注入项，右侧为采出液。对式(2)进行变形，可得

(3)

(4)

式中：Wi/Np为注采比；Wp/Np为水油比，即WOR；N为石油地质储量，万t；Np为累计产油量，万t；pi为原始地层压力，MPa；p为目前地层压力，MPa；ρo为地面脱气原油密度，g/cm3；Co为油层综合压缩系数；Boi为原始原油体积系数；Bo为目前原油体积系数；Wi为累计注水量，万m3；Wp为累计产水量，万m3。

式(4)为单位石油生产平均用水量，即单位石油生产用(新鲜)水量的计算式。由式(4)可知，经注水且保持地层压力始终维持在pi水平，即pi=p，则式(4)可变为

(5)

(6)

式(5)表明，在保持油层压力不变的情况下，单位产品生产用水量为Bo/ρo，单位产品生产用水量与原油密度成负相关。如果p过大或过小，都无法正确反映单位产品耗水量。由式(6)可知新注水体积等于产出油体积。

1.1.2 注采比方法

注采比是注水开发油田合理配置注水量的重要依据[18]。注采比是指油田注入剂(水、气)地下体积与采出液量(油、气、水)的地下体积之比。注采比是油田生产过程中的重要指标之一，用以分析地下能量补充及地下亏空弥补程度的平衡情况，确定合理注采比是各油田开采的重要工作，研究成果相对较多。累积注采比等于累积注入剂的地下体积与累积采出物的地下体积之比。根据定义列出注采比公式：

(7)

整理变形可得

(8)

(9)

若IPR=1，则式(8)就变成了单位产品生产用水量用注采比、含水率表达的计算式，仅需注采比和含水率就可计算出单位产品生产用水量:

(10)

式中：IPR为注采比；WOR为水油比；fw为含水率，%。

钟德康[16]研究表明，注采比随含水率增大，呈现先低中高后低形态。按刚性水压驱动及注采平衡理论分析和生产实际，注采比一般趋近于1。如果注采比等于1，则单位产品生产用水量与原油地面密度呈负相关，即式(10)与式(5)结论基本一致。

1.2 辅助与附属生产用水量

1.2.1 辅助生产用水量

a.净化水系统。由水源井抽取的水，需经过水处理装置净化处理，除掉水中泥沙，生活饮用水部分达到饮用水标准，其余达到注水水质要求后进入注水井。根据对现状注水站水处理装置效率调查，陕北地区水源井中除含泥沙外，其他杂质较少，满足注水水质要求，经过水处理装置后杂质占比均小于10%，本次研究按照90%的水量用于生产。

b.循环水系统。为了提高注水效率，一般按10%～20%富余量加注，该部分水实际上起着循环水作用，形成注水井—油水混合物—油水分离—回注(注水井)。此部分水的净化在废污水处理系统中完成。

c.污水处理系统。石油开采过程中的废污水主要来自采出液的油水分离物。石油开采废水经处理后回注油层作为生产用水，是解决油田环境污染和节约水资源的有效途径[17]。石油开采中废水的污染物主要为原油和悬浮物，目前各油田采用的处理工艺大多为二段法(除油、除悬浮物—注水)，并辅以防垢、缓蚀、杀菌等化学处理措施[18]。陕北地区低渗油藏，为不堵塞地层，保持低渗透油藏的渗透性，对回注水质的要求极为严格。对近5年陕北地区石油开采部分统计资料进行分析计算，结果表明该部分水的损耗主要是杂质、油泥中所含水量，污水处理效率按70%计算。按20%增加量计算，则耗水量占生产用水量的7%。

d.洗井用水。洗井是注水井日常管理中一种常规手段，对维护井筒、清除注水层渗滤面，改善注水水质，提高水驱开采效果，实现油田稳产起着重要作用。注水井工作一段时间后，井内的油管、套管、射孔井段以及井底口袋等会积存大量污物，影响注水效率，需定期或不定期地清洗。根据张广卿[19]的研究，洗井过程一般分为微喷阶段、平衡阶段、稳定阶段。微喷阶段排量应控制在15m3/h，洗井2h，喷量不大于3m3/h。若喷量大于3m3/h，应加大排量使喷量控制在3m3/h内。如发生漏失应采用混汽水等其它方式洗井。平衡阶段排量应控制在25m3/h，洗井2h。稳定阶段排量应控制在30m3/h，进出口排量、水质一致，稳定2h。控制洗井排量，应由小到大缓慢提高。洗井排出液应回收处理。

据调查，单井一次洗井用时约24h，用水量约243m3。年约冲洗4次，用水量(含重复用水量)972m3。洗井水只要做好回收、处理、再利用，真正耗水量可控制在20%以内，单井年耗水量约194.4m3。用下述典型实例提供的目前年注水量推算，洗井耗水量约占年生产用水量的4.6%，按5%计算。

1.2.2 附属生产用水量

附属生产用水量主要是采油厂、钻采场及注水站等的办公、生活用水总和。经对靖边、定边典型采油厂调研，吨原油办公、生活用水量一般不超过0.07m3/t。

1.3 典型实例计算

根据对鄂尔多斯盆地靖边油田延安组一个区块注水过程实际调研，区块开发层位为侏罗系延安组延9油层，该区域于2009年投入开发，2012年9月开始注水，动用面积50.0km2，探明储量794.21万t。项目区含油面积13.69km2，动用储量794.21万t，平均孔隙度15.5%，平均渗透率14.5m/d，各油层平均含油饱和度54.15%，原始地层压力10.98MPa，水驱控制面积7.47km2，水驱控制储量451.07万t。根据研究区详勘资料，该地层参数为：ρo=0.853g/cm3；Co=0.001；Boi=1.024；Bo=1.060。项目区目前共有油水井219口，其中油井164口，注水井55口。平时油井开井72口，平均日产液495.38m3，日产油198.14t，综合含水率52.94%；注水井开井49口，4月份日配注607m3，日实注562.33m3，配注完成率92.6%。到2017年底，累计采液量135.70万t，累计采油量61.86万t，累计注水量75.90万m3，地层压力4.65MPa，目前实际单位产品生产用水量为1.2270m3/t。

采用物质平衡法计算陕北地区石油开采过程中的用水量。将企业实测数据代入式(4)进行计算，可得(Wi-Wp)/Np=1.1873m3/t。如果p=pi，则按式(5)计算，(Wi-Wp)/Np=1.2427m3/t，即开采吨石油须生产用水1.2417m3。

采用注采比方法计算陕北地区石油开采过程中的用水量。根据式(8)，对典型实例进行单位产品用水量计算，IPR=0.5593；WOR=1.1937；(dWi/dt)/(dNp/dt)=1.3627m3/t，即开采吨石油须生产用水1.3627m3。

由上述计算成果可知，采用物质平衡法和注采比法计算成果分别为1.1873m3/t和1.3627m3/t，二者相差约13%。从定额的可操作性考虑，取大值，即选取注采比法计算成果作为本次理论计算成果值，即1.3627m3/t。同时考虑辅助生产用水量本次分为净化水系统、循环用水、污水处理和洗井，经逐项分析后，汇总用水量为生产用水的22%，即0.2998m3/t；附属生产用水量按调查的0.07m3/t计算；上述3项合计为1.7325m3/t，即吨石油理论用水定额为1.7325m3/t。

2 石油开采用水平衡分析法

2.1 水平衡简图

企业用水平衡是以企业为考察对象的水量平衡，即该企业各用水单元或系统的输入水量之和应等于输出水量之和[20]。通过选用节水工艺、节水设备及健全节水管理制度等，减少企业各用水单元用水量，避免浪费，使企业用水量最节约。根据工艺流程，绘出原油开采用水水平衡简图，见图1。假设注水影响区内油井年采油量为M(t)，由水源井群年抽取新鲜水量为Q(m3)，各节点消耗水量用Q或M表示。注水井消耗水量按抽走原油体积全部由水充填计算。原油体积为M/ρ，陕北原油密度0.85～0.87g/cm3，即抽出原油体积为(1.1494～1.1765)M，取1.2M。

图1 原油开采水平衡图

2.2 合理用水量计算

从图1可以看出，因为不外排，所以在每个用水节点，进入项=流出项+消耗项。根据质量守恒定律列出注水工艺水平衡等式：总进入项=总消耗项。以“洗水井”节点进行进、出项平衡，即

0.85Q+0.13M=1.20M+0.24M

得

理想状态每吨原油耗水1.5412m3，考虑办公、生活用水量后，每吨原油耗水为1.6112m3。再考虑10%的未预见用水量，计算可得石油开采耗水量应为1.7723m3/t。

3 石油开采用水定额确定

由前面理论分析可知理论用水定额为1.7325m3/t，采用企业用水平衡分析后用水定额为1.7723m3/t。二者相差约2%，成果较为接近。合理的行业用水定额不但可以促进区域水资源优化配置，也可以提高水资源利用效率，同时可以约束企业加强节水技术改造和用水管理。考虑目前在陕北地区钻采的两大企业注水工艺及注水技术现状，以及与现行用水定额值相差不宜过大等因素，推荐陕西省石油开采用水定额值选取2.0m3/t。此值相较理论计算和水平衡分析扩大了12.8%，给企业留足了一定的富余量；与目前所用用水定额3.0m3/t相比提高了33.3%。

综合考虑陕西省石油开采用水定额采用2.0m3/t，既考虑水资源严格管理和建设节水型社会需要，又兼顾企业技术能力和管理水平，此值比较合理，可约束企业严格执行各项节水措施，实现用水效率、效益最大化。

4 与全国部分省现行原油开采用水定额比较

我国目前各省、自治区执行的用水标准(定额)中，有原油开采用水定额的共有13个，从现行标准(定额)看，各省、自治区定额差异较大(见表1)。定额最小的是辽宁(0.8m3/t)，小于1m3/t的还有河南(0.9m3/t)、河北(0.9m3/t)；大于1m3/t小于等于2m3/t的有新疆(1.05m3/t)、内蒙古(1.1m3/t)、青海(1.5m3/t)、甘肃(2.0m3/t)。定额为3.0m3/t的有吉林、陕西、黑龙江和四川四省，大于3.0m3/t的有江苏(4.0m3/t)、海南(6.0m3/t)两省。目前执行的定额中最大的8.0m3/t，均在大庆油田，即吉林和黑龙江两省。从用水定额横向比较来看，差异较大。就从各省制定的不同版本的定额纵向来看，原油开采定额差异也较大，如东北三省，原来均执行的是8.0m3/t，最新版本中，辽宁规定新扩(改)建项目为0.8m3/t，现有项目2.5m3/t；黑龙江规定在3.0～8.0m3/t区间；吉林规定新建开采区3.0m3/t，现状开采区8.0m3/t。

陕西目前执行的原油开采用水定额3.0m3/t，虽非最先进，但也不算最大值。从本次理论计算和水平衡分析成果看，选取2.0m3/t作为陕西省石油开采用水定额值，虽然在目前西北各省区执行的石油开采用水定额中尚不先进，但比较符合陕西省实际，具有一定可操作性。

表1 部分省、自治区原油开采用水定额摘录

5 结 论

a.通过选取的两个理论公式推导计算，在特定条件下，两个公式所表达的单位产品生产用水量基本相同，并且单位产品生产用水量与石油地面密度呈负相关。

b.选取陕北某区块作为典型实例，对推导出的公式进行计算，辅以辅助生产用水和附属生产用水等，理论计算定额值为1.6855m3/t；采用企业用水平衡分析得出用水定额为1.7723m3/t。考虑水资源严格管理和建设节水型社会需要，兼顾企业技术能力和管理水平，推荐用水定额值为2.0m3/t，该值相较现行用水定额(3.0m3/t)节省1/3，该定额值具有一定的操作性，可供石油开采企业参考。

c.由于陕北能源重化工业发展，水资源越来越紧张，石油开采企业应不断加强技术更新，降低新鲜水用水量和单位原油耗水量，减轻社会用水压力。

水资源供需矛盾日益突出，既需要各用水户积极采用先进节水工艺，也需要管理部门制订合理的先进用水定额，以指导和约束行业用水、促进节水型社会建设。