存水率新方法評價注水開發效果研究

張文 劉賽 王熹 李占東 張海翔

摘 要：從存水率的定義出發，給出計算存水率的兩種計算方法。首先，根據丙型水驅規律曲線，推導出存水率的計算方法，繪制出存水率理論圖版，由實際存水率值與理論圖版關系評價注水利用情況；其次，通過物質平衡、注水和水侵關系計算得到驅動指數，將驅動指數法計算存水率值應用到油田實際生產中，分析開發效果，兩種驅動指數法計算的存水率，排除了邊底水的干擾，能正確表征注水利用率狀況。

關 鍵 詞：牛心坨油田；存水率；驅動指數；水驅規律曲線

中圖分類號：TE 357 文獻標識碼： A 文章編號： 1671-0460（2015）07-1687-03

New Water Storage Rate Calculating

Methods for Evaluating Waterflooding Effect

ZHANG Wen1，LIU Sai1，WANG Xi1，LI Zhan-dong1， 2，ZHANG Hai-xiang1， 2

（1. Northeast Petroleum University， Heilongjiang Daqing 163318， China；

2. EOR Key Laboratory of Ministry of Education， Northeast Petroleum University， Heilongjiang Daqing 163318， China）

Abstract： Starting from the definition of water storage rate， two methods to calculate the water storage rate were put forward. First， according to type C water-drive curve， the storage rate calculation method was deduced， and water storage rate theory plate was drawn， water utilization capability was evaluated by the relationship between actual storage rate value and the theoretical chart. Secondly， the water driven index was calculated by the relationship among material balance， water injection and water invasion. The water storage rate values calculated by water drive index were used in actual oilfield production， and then the development effectiveness was analyzed. These two water storage rate calculation methods can exclude the interference of edge and bottom water to properly characterize water utilization condition.

Key words： Niuxintuo oilfield； Water storage rate； Drive index； Water flooding rule curve

累積存水率是指地下存水量（累注水減去累產水）與累積注水量之比。在礦場實際生產過程中，需要對注水開發效果進行評價，來反映油田注水能量利用情況。而存水率可作為綜合評價注水效果的重要指標。存水率值與多種因素有關，包括注水量、產水量、注采比、油田壓力保持狀況、含水率的高低以及巖石及流體的壓縮系數等參數值[1]。傳統存水率計算方法不適合于有邊底水侵入的油田，這是因為：當儲層不封閉時（斷層滲透性好或者有裂縫），造成注入地下油藏中的水外溢，當油藏有露頭或者底水錐進時，產生驅動效應的不全為注入水，當油藏射開層位為水層時，就會有層間水產出，造成計算存水率值增大或減小，表現出注入水利用率升高或降低的假象[2]。本文提出兩種驅動指數法來計算存水率，排除了邊底水的干擾，能正確表征注水利用率狀況。

1 水驅規律曲線圖版法評價存水率

存水率定義為累計注水量（階段注水量）與累計產水量（階段產水量）之差與累計注水量（階段注水量）之比，表征地下儲層的注水利用率狀況[3，4]。在油藏注水開發中，隨著原油的采出，產水量越來越高，油田綜合含水逐漸上升，其中產出水中的很大一部分來自于人工注水，油田開發時間越長，人工注水所占比例越大，地下存水率越小，地層能量保持狀況變差，水驅油效果就會變差。

根據存水率定義可得表達式為：

（1）

累計注采比表達式為 （2）

牛心坨油田上層系已進入高含水期，優選出丙型水驅規律曲線來表征累產液量與累產油量的關系。丙型水驅規律曲線的表達式為：

（3）

丙型水驅規律曲線累產油與含水率的關系為：

（4）

由含水率定義得：

將（2）、（3）、（4）式代入（1）式，整理得：

（5）

從（5）式可以看出，累計存水率和含水率、注采比、丙型水驅規律曲線回歸系數A有關。在注采平衡條件下，即當無邊底水入侵、邊界封閉無外溢、巖石不可壓縮、油水兩相流時，當注采比一定時，采出量和含水率越高，產水量越多，存水率越小，水驅開發效果越差；對應同一含水率油藏，注采比越大，存水率越大，水驅開發效果越好[5]。

根據油田實際生產資料得到丙型水驅規律曲線表達式為 （圖1），因此A=1.731 5，將其代入（5）式即可求得不同注采比條件下，對應含水率的存水率值（圖2）。

圖1 丙型水驅規律曲線回歸關系式

Fig.1 Type C water drive curve regression relationship

牛心坨油田NI-NIII砂體開發初期，含水<20%，處于低含水期，由圖2看出，實際存水率高于理論值，而儲層還未采取酸化、壓裂等增產措施，實際注采比保持在0.6左右，表明開發初期注入水有溢出或儲層連通性差；當 時，注采比保持在1.6左右，實際存水率接近理論值，注水開發效果較好；當 時，注采比為1.8，實際存水率低于理論值，表明有邊底水侵入或有夾層水產出[6]。

綜上所述，總結實際存水率低于理論值的原因包括兩個方面：第一，油田開發初期，由于邊水侵入、底水錐進增加了除注入水以外的驅動能量，層間水的產出等都會造成產水量升高的假象，而實際人工注水量較小，因此計算所得存水率值偏低；第二，由于油田開發初期降壓開采時，注采比遠小于1，注采不平衡，累積存水率也偏低。

圖2 存水率圖版

Fig.2 Water storage rate chart

總結實際存水率高于理論值的原因包括四個方面：第一，油藏能量較低處于虧空階段時，注采比大于1；第二，注入水沿不封閉邊界溢出；第三，由于酸化、壓裂、堵水、調剖、提液換大泵等措施擴大了水驅波及體積及動用程度，改善了開發效果；第四，儲集層之間由于砂體變差、物性變差等因素導致不連通，注水未起到驅替作用。因此，當實際存水率偏高時，需判斷儲層壓力是否虧空以及注采比是否大于1，如果存水率高，壓力也高，則儲層之間不連通，否則，存水率下降減慢或曲線上翹，需綜合考慮油水井增產措施效果[7]。

2 驅動指數法計算存水率

油藏采出液驅動包括彈性驅動、人工注水驅動、天然邊底水等能量，各自貢獻的相對大小用驅動指數來表示，故由于人工注水所取出的累產水量等于累產水量乘以人工注水驅動指數[8]。

（6）

2.1 物質平衡法計算驅動指數

通常當驅動指數法計算的存水率相對差值小于5%，且天然水驅驅動指數與人工注水驅動指數相加大于0.9時，方法較可靠，可用來評價注水利用情況。

根據油藏實際生產動態數據和物質平衡法可求得天然累積水侵量，進而求得各自驅動指數。

（7）

（8）

（9）

式中：N為原始地質儲量，104m3；Np為累積產油量，104m3；Bt為原油兩相體積系數，m3/（sm3）； 為有效地層壓力降，MPa；Bti為原始原油兩相體積系數，m3/（sm3）；Bg為氣體的體積系數，m3/（sm3）；Rp為累積生產氣油比，sm3/m3；Rsi為原始溶解氣油比，sm3/m3；Cw為水的壓縮系數，MPa-1；Cf為巖石的壓縮系數，MPa-1；Swi為束縛水飽和度；Ze1為天然水驅動指數；Zi1為人工注水驅動指數[9]。

2.2 水壓驅動法計算驅動指數

當油田處于產量遞減階段時，由于巖石及流體的彈性釋放的能量以達到極限，可排除彈性驅動的影響，注水開發后，油藏壓力始終高于飽和壓力，排除溶解氣驅及氣壓驅動的可能，油藏傾角較小，無重力驅動能量，油藏只有剛性水壓驅動能量[9，10]。

天然水侵驅動指數為： （10）

人工注水驅動指數為： （11）

3 實際應用

根據牛心坨油田NI-NIII砂體生產數據，通過（7）式計算得天然水侵量We，分別將We，Wi代入（8）式、（10）式、和（9）式、（11）式得到兩種方法計算的人工注水驅動指數和天然水侵驅動指數，再將計算得到的驅動指數代入（6）式，即可得到存水率（表1）。

根據計算結果可以看出，天然水驅動指數與人工注水驅動指數之和均大于0.95，表明油藏其他驅動能量所占比例較小，水壓驅動法與物質平衡法計算存水率相對差值均小于2.6%，均在5%以內，結果可用于指導開發效果評價。

圖3 存水率與采出程度關系曲線

Fig.3 Water storage rate and oilfield recovery curve

表1 驅動指數法計算存水率

Table 1 Water storage rate calculated by water drive index

年份 采出程度，% Wi Wp We Ze1 Zi1 Ze2 Zi2 C1 C2 相對差值，%

1998 3.38 36.50 11.82 1.86 0.044 0.926 0.055 0.945 70.03 69.19 1.20

1999 3.67 42.30 15.65 1.96 0.040 0.927 0.052 0.948 65.69 64.63 1.61

2000 4.06 50.28 20.89 2.23 0.039 0.930 0.053 0.947 61.37 60.22 1.89

2001 4.50 59.24 26.64 2.42 0.036 0.935 0.049 0.951 57.97 56.80 2.02

2002 4.98 70.36 33.42 2.97 0.038 0.950 0.044 0.956 54.88 54.42 0.83

2003 5.61 85.25 41.70 3.12 0.034 0.964 0.042 0.958 52.36 52.82 0.86

2004 6.39 101.53 50.71 3.17 0.029 0.967 0.039 0.961 50.70 51.56 1.67

2005 7.06 116.47 59.37 3.52 0.028 0.969 0.040 0.960 49.27 50.52 2.48

2006 7.72 132.29 68.30 3.54 0.025 0.972 0.035 0.965 48.73 49.71 1.98

2007 8.45 147.78 77.05 3.64 0.023 0.975 0.030 0.970 48.49 49.12 1.28

2008 9.23 163.11 86.28 3.71 0.022 0.977 0.029 0.971 47.57 48.28 1.45

2009 9.95 179.43 96.44 3.95 0.021 0.979 0.026 0.974 46.76 47.41 1.37

2010 10.65 195.86 106.77 4.05 0.020 0.979 0.024 0.976 46.08 46.59 1.10

2011 11.39 212.68 117.82 4.09 0.018 0.981 0.022 0.978 45.09 45.65 1.23

2012 12.23 233.14 132.03 4.40 0.018 0.982 0.022 0.978 43.66 44.42 1.70

2013 13.07 254.29 146.94 4.76 0.018 0.982 0.020 0.980 42.35 43.28 2.13

2014 13.58 267.51 156.76 5.16 0.018 0.982 0.019 0.981 41.44 42.51 2.53

根據存水率與采出程度關系曲線得出，牛心坨上層系NI-NIII砂體開發初期，存水率隨采出程度的增加迅速遞減，而后存水率緩慢遞減，表明隨著注水開發的進行，目前井網條件下，水驅開發效果越來越差，若要實現油藏穩產或增產，需要優化注采結構、完善注采井網系統，可采取細分壓裂、油井細分堵水、水井調剖、厚油層補孔調整、厚油層內周期注水、精細調整分注和完善單砂體注采關系等調整挖潛措施，并合理利用天然能量，已達到穩油控水目的，改善開發效果[11]。 （下轉第1692頁）