斷塊油藏注采系統(tǒng)評價方法與應(yīng)用

石 莉 莉

（中石化河南油田分公司第一采油廠， 河南 南陽 474780）

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斷塊油藏注采系統(tǒng)評價方法與應(yīng)用

石 莉 莉

（中石化河南油田分公司第一采油廠， 河南 南陽 474780）

我國大部分注水開發(fā)油田已經(jīng)進入特高含水期，為了實現(xiàn)穩(wěn)油控水，尋找合理的注入壓力水平，針對魏崗某斷塊油藏注采系統(tǒng)，從井網(wǎng)儲量動用程度、井網(wǎng)密度、注采比評價、壓力保持水平四個方面入手，借助油藏數(shù)值模擬技術(shù)和油藏工程方法，分析了整個斷塊注采系統(tǒng)的情況，確定了注采壓力系統(tǒng)合理組合，對現(xiàn)場注采比調(diào)整具有一定的指導作用。

地層壓力；水油比；注采比；數(shù)學模型；注采結(jié)構(gòu)調(diào)整

目前，國內(nèi)大多數(shù)注水油田進入中高含水期開發(fā)階段，開發(fā)難度日益增大，如何實現(xiàn)穩(wěn)油控水成為油田亟待解決的難題[1-3]。目前大多數(shù)油田依靠提液實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)，會導致含水率的增加；同時，為了做到穩(wěn)油控水，也在尋找地層的合理壓力保持水平和合理注采關(guān)系組合，以往油田生產(chǎn)主要憑借經(jīng)驗來確定，缺乏一種行之有效的定量方法[4-6]。

本文利用油藏工程方法與數(shù)值模擬方法，結(jié)合經(jīng)驗公式，給出了評價注采系統(tǒng)調(diào)整方法，并應(yīng)用于魏崗某斷塊油田，結(jié)果證明該方法對于確定注水政策有一定的指導意義和實用價值。

1　井網(wǎng)適應(yīng)性評價

魏崗油田開發(fā)初期以稀井網(wǎng)、大井距，少井、高產(chǎn)為原則，進行井網(wǎng)部署，根據(jù)魏崗油田的實際情況，采用了不均勻的三角形井網(wǎng)，平均井距300米左右。通過油藏工程方法，結(jié)合油田動靜態(tài)特征，分別對一二區(qū)復雜斷塊區(qū)、邊水區(qū)、主體區(qū)進行井網(wǎng)適應(yīng)性評價，評價指標包括水驅(qū)動用程度、水驅(qū)控制程度、多向連通厚度比等。

（1）水驅(qū)儲量控制程度

水驅(qū)儲量控制程度是指注入水所能夠波及到的含油面積的儲量與其總儲量的比值，計算時一般采用采油井射開有效厚度與射開總有效厚度之比值。水驅(qū)控制程度會影響到油田儲量動用程度和采油速度等開發(fā)指標。在對油田進行剩余油挖潛時，水驅(qū)控制程度是影響油田開發(fā)決策的重要指標。

根據(jù)各主力層射孔情況統(tǒng)計，以水井為中心，建立連通庫，計算水驅(qū)控制程度，見圖1。

圖1　魏崗某油田各區(qū)域水驅(qū)控制程度Fig.1 The degree of water flooding control in Weigang oilfield

目標區(qū)塊水驅(qū)控制程度較低，僅為 69.70%，根據(jù)石油與天然氣標準油田開發(fā)水平分級，屬于二類，控制程度較低。一二區(qū)中復雜斷層區(qū)、主體區(qū)及邊水區(qū)控制程度分別為 59.54%、80.13%及62.79%，復雜斷層區(qū)由于油水井斷失、斷層阻隔等原因，油水井連通性較差，控制程度低，主體區(qū)相對其他區(qū)域，油水井連通較好，控制程度相對較高，但仍有提高控制程度潛力。

（2）水驅(qū)儲量動用程度

水驅(qū)儲量動用程度是總吸水厚度（生產(chǎn)井）與總射開厚度（注水井）的比值，根據(jù)目標區(qū)塊吸水剖面測試資料，計算可知，該區(qū)塊水驅(qū)儲量動用程度為67.16%，可見該區(qū)塊有約三分一儲量未動用，仍有很大的剩余油挖潛價值。

（3）井網(wǎng)連通程度

根據(jù)射孔資料，以水井為中心，建立油水井連通庫，計算多向連通受效比例，分析油水井連通情況，多向受效比例高，井網(wǎng)注采系統(tǒng)完善，開發(fā)效果越好。

連通受效比例均為其連通數(shù)的油井有效厚度和與油井射孔層有效厚度和的比值。受效連通情況見圖2。

圖2　各類型連通受效比例Fig.2 Each type percentage of connected oilfield

目標區(qū)塊與水井不連通的油井射孔厚度比例為 30.23%，比例較大，多向受效有效厚度比例為22.32%，可見，井網(wǎng)注采系統(tǒng)不夠完善，具有調(diào)整潛力。其中，主體區(qū)、斷層區(qū)、邊水區(qū)多向受效及雙向受效比例分別為64.56%、44.54%、54.69%，主體區(qū)多向受效比例較高，目標區(qū)塊屬于復雜斷塊油田，受斷層影響，

靠近斷層及邊水附近，油水井連通性較差，斷層區(qū)不受效和單向受效的厚度占到了 55.46%，井網(wǎng)控制程度低。

目標區(qū)塊受斷層影響，油井受效方向單一，現(xiàn)井網(wǎng)對油砂體局部地區(qū)控制程度較低。經(jīng)統(tǒng)計，在主體區(qū)仍有近22.97%的地質(zhì)儲量動用差，這部分儲量主要分布在斷層附近。目前有一半多的井已強水淹，中、弱水淹井（含水80%以下）主要集中在斷層遮擋區(qū)及小油砂體區(qū)域，這些井區(qū)無注水井點或注水見效差，產(chǎn)液量低，產(chǎn)油量低，含水相對低。因此，為進一步挖潛剩余油，注采系統(tǒng)調(diào)整是關(guān)鍵問題。

2　合理井網(wǎng)密度

1）單井產(chǎn)能法

此法根據(jù)油井產(chǎn)能和采油速度，計算出油井的數(shù)量，再根據(jù)油井數(shù)與總井數(shù)的對應(yīng)關(guān)系得出總井數(shù)，進而計算出井網(wǎng)密度。

式中：q0——某一口井的單井日產(chǎn)油，t；

N——該區(qū)塊的地質(zhì)儲量，t；

V0——采油速度；

S——井網(wǎng)密度，口/km2；

η——油井綜合利用率；

A——該區(qū)塊的含油面積，km2；

ROT——油井數(shù)與總井數(shù)的比值。

目前生產(chǎn)條件下，實際井網(wǎng)密度7.63口/km2，合理井網(wǎng)密度為7.86口/km2，相差不大，若達到較高采油速度則需要增加井網(wǎng)密度。

圖3　不同采油速度條件下合理井網(wǎng)密度Fig.3 The reasonable well spacing density of different production speed

2）經(jīng)驗公式法

一般來說，在合理的注采范圍內(nèi)，石油采收率隨井網(wǎng)密度的增大而提高，因此前人根據(jù)經(jīng)驗，總結(jié)出了較合理的經(jīng)驗公式，如下：

式中：ER——采收率，%；

a——井網(wǎng)密度系數(shù)，可根據(jù)實際數(shù)據(jù)得出；

ED——驅(qū)油效率，%；

S——井網(wǎng)密度，104m2/井。

可以根據(jù)相關(guān)統(tǒng)計公式法和室內(nèi)巖心分析法得出驅(qū)油效率的值。如下，表1為國內(nèi)油藏不同流度的S~ER統(tǒng)計關(guān)系式[7]。

將系數(shù)分別回歸得：

表1　不同流度的S～ER統(tǒng)計關(guān)系Table 1 The statistical relationship of S-ER of different mobility

研究區(qū)塊滲透率與粘度比值為57，選取上表中III類回歸統(tǒng)計公式進行計算采收率與井網(wǎng)密度的關(guān)系（圖3）。

圖4　采收率與井網(wǎng)密度關(guān)系圖Fig.4 The relationship between recovery and well spacing density

目前研究區(qū)塊預(yù)測采收率為34%～37%，所以合理井網(wǎng)密度在6.5～8.5之間。

3　合理注采比

由于油井地層壓力與水井地層壓力存在很大差別，因此要對傳統(tǒng)物質(zhì)平衡方程進行改進，從而得出累積注采比與油井地層壓力的關(guān)系式[8]：

式中：CIPR錯誤！未找到引用源。—累計注采比，無因次；

Pwf——井底流壓，MPa；

Pi——原始地層壓力，MPa；

QL——累計產(chǎn)液量，m3；

q——年產(chǎn)液量，m3；

c——與kh/μ成反比的相關(guān)參數(shù)；

α——竄流能力參數(shù)。

年注采比與油井地層壓力年變化關(guān)系式為：

式中：IPRa——年注采比，無因次。

累計注采比與年注采比的關(guān)系為：

對于邊水復雜斷塊區(qū)油藏將目標區(qū)塊分為主體區(qū)、斷層區(qū)及邊水區(qū)分別進行研究，不同區(qū)塊采取不同注水系統(tǒng)調(diào)整措施。利用VB計算機語言，編制了描述注采比與油井地層壓力關(guān)系的多元回歸法計算軟件。多元回歸公式如下：

主體區(qū)：

斷層區(qū)：

邊水區(qū)：

為檢驗其可靠性，首先應(yīng)用用研究區(qū)塊 1990 年-2005年實際數(shù)據(jù)進行擬合回歸方程，2006-2014年實際數(shù)據(jù)做為檢驗數(shù)據(jù)，檢驗誤差平均約為2.5%。并對各區(qū)塊三年的注采比進行預(yù)測，邊水區(qū)合理注采比為 0.85～0.92；斷層區(qū)合理注采比為 1.0-1.02；主體區(qū)合理注采比為 0.9～1.0。預(yù)測結(jié)果與研究區(qū)塊數(shù)值模擬分析結(jié)果基本吻合，表明該方法對現(xiàn)場注采比調(diào)整具有一定的指導作用。

4　合理壓力保持水平

要使注水油田得到高效開發(fā)，合理壓力水平是其必要的保證，合理壓力水平既不會造成原油儲量損失，又能使地層能量保持在合理的壓力水平，不至于使地層能量虧空，降低開發(fā)效果 ［9］。

為確保注水開發(fā)過程中油層壓力的合理性，采用數(shù)值模擬技術(shù)，利用數(shù)值模擬軟件，建立起研究區(qū)塊地質(zhì)模型，通過歷史擬合，使不同區(qū)塊地層壓力水平分別保持在3、5、7、9及11 MPa，對不同得生產(chǎn)壓差方案進行了數(shù)值模擬研究。

研究區(qū)塊飽和壓力為2.98 MPa，原始地層壓力為14.59 MPa，目前地層壓力為7.28 MPa。數(shù)值模擬預(yù)測含水98%截至，結(jié)果表明，地層壓力保持水平在3 MPa（飽和壓力附近時），井底流動壓力顯著低于飽和壓力，使油田開發(fā)潛力受到抑制，影響最終的采收率。整體油藏壓力保持水平偏低，不能滿足油藏提液的需求。相反，壓力保持水平過高，井口注入壓力也相應(yīng)提高，對工藝要求提高，并造成資源浪費，且不易保持合理注采比。研究區(qū)塊地層壓力保持在5～7 MPa時，開發(fā)效果較好，生產(chǎn)壓差越大驅(qū)替效果越好，但不易過高，否則，井底流動壓力低于飽和壓力，致使產(chǎn)量下降快，尤其是邊水區(qū)，過大生產(chǎn)壓差會導致邊水以“錐”形向生產(chǎn)井底突進造成水淹。

圖5　不同區(qū)塊壓力保持水平下合理生產(chǎn)壓差預(yù)測結(jié)果Fig.5 The reasonable production pressure difference prediction results under different block pressure level

5　結(jié) 論

（1）魏崗某斷塊油田受斷層影響，油井受效方向單一，現(xiàn)井網(wǎng)對油砂體局部地區(qū)控制程度較低，仍有近三分之一儲量未動用。

（2）通過單井產(chǎn)能法及經(jīng)驗公式法，目前井網(wǎng)密度在合理范圍內(nèi)，若達到較高采油速度則需要增加井網(wǎng)密度。

（3）依據(jù)理論分析計算，給出主體區(qū)、斷層區(qū)及邊水區(qū)注采比與油井地層壓力關(guān)系，利用 VB語言，編制了合理注采比多元回歸預(yù)測軟件，該軟件操作簡單，運算速度快，提高工作效率，預(yù)測精度復合要求，可應(yīng)用于現(xiàn)場注采比調(diào)整。

（4）地層壓力水平應(yīng)保持在5～7 MPa，生產(chǎn)壓差不易過大，控制在井底流壓不低于飽和壓力，為防止邊水突進，邊水區(qū)生產(chǎn)壓差較主體區(qū)、斷層區(qū)控制在較小范圍內(nèi)。

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Evaluation Methods and Application of Injection and Production System for Fault Block Reservoirs

SHI Li-li
（The First Oil Production Plant of Sinopec Henan Oilfield Company, Henan Nanyang 474780, China）

Most of the waterflood oilfields have entered into ultra-high water cut stage in China. In order to stabilize oil production and control water cut, and look for reasonable injection pressure level, injection-production system of a Weigang fault block was analyzed by using reservoir simulation techniques and reservoir engineering methods from four aspects of reserves produced degree, well spacing density, injection-production ratio and Pressure maintenance. At last, rational combination of pressure injection-production system was determined.

formation pressure; water-oil ratio; injection-production ratio; injection production structure adjustment

鄭靈蕓（1993-），女，研究生。E-mail：1689960976@qq.com。

TE 122

A

1671-0460（2016）05-1092-04

2016-04-10

石莉莉（1975-），女，工程師，從事開發(fā)地質(zhì)方面的工作。