延安組油藏中高含水期合理注采比預測方法研究
——以安塞油田A油藏為例

李書靜，張天杰，楊 劍，李 莉，溫 柔，馬 爽，李蘭琴

中國石油長慶油田分公司第一采油廠 （陜西 西安 710201）

延安組油藏中高含水期合理注采比預測方法研究
——以安塞油田A油藏為例

李書靜，張天杰，楊 劍，李 莉，溫 柔，馬 爽，李蘭琴

中國石油長慶油田分公司第一采油廠 （陜西 西安 710201）

安塞油田延安組A油藏是典型的構造-巖性油藏，具有一定的底水和邊水天然能量驅動特征，進入中高含水開發期后，穩油控水難度加大。為維持年產油量合理增長的要求，結合油田礦場實際生產數據，建立以油田產能遞減規律-甲型水驅特征曲線-翁文波的Logistic旋回模型相結合的確定合理注采比的一套方法，并根據歷史開發動態進行調整。通過2016年數據擬合結果和實際生產數據對比，該方法對于確定延安組油藏中高含水期油田的合理注采比有一定的指導意義和實用價值。

注采比；產能遞減；水驅特征曲線；Logistic旋回模型

A油藏是中國石油長慶油田分公司安塞油田（以下簡稱安塞油田）最早進行注水開發的侏羅系延安組油層，物性較好。2001年自然能量開發，2003年開始實施注水高效開發，2010年后含水上升，現階段綜合含水70.3%，采出程度16.9%。目前月注采比0.88與累注采比0.95，區域采出量大于注入量，補充地層能量提高日產液量與控制含水上升存在不可調和的矛盾。前期開發表現出平面水驅均勻，無優勢見水方向，剖面上水驅均勻，水驅儲量動用程度高的特征，因此現階段注采比是實現整個開發注采系統最優化的一個重要部分，通過合理注采比的確定，為侏羅系油藏開發后期生產管理提供依據。

該油藏分布于前侏羅系古地貌河間丘嘴區，砂體變化大，呈北東西南向展布，厚度相對較大，為河-湖三角洲平原相網狀沉積。河道呈網狀交錯，寬度較窄約300 m，網狀河道的密度相對較小，不易追蹤，油藏受砂體和構造雙重因素控制，多出現在砂體構造高部位，屬典型的前侏羅紀古地貌控制的構造巖性油藏。主要開采層位為侏羅系延安組延9層，油層物性較好，但砂體穩定性差，物性差異較大，滲透率（0.80～420）×10-3μm2。

1 中高含水期合理注采比預測方法

確定水驅開發油藏的合理注采比是現代油藏管理的重要任務之一。進入中高含水開發期，合理注采比的確定應能滿足產液量或年產油量合理增長的要求，同時滿足地層壓力得以保持或合理恢復的需要。預測注采比有很多方法，用物質平衡方程預測注采比是其中行之有效的方法[1]，利用物質平衡方程，依據注采平衡原理，推導出在油藏穩定生產時地層壓降與注采比的關系，由實際礦場資料擬合出相關系數，通過合理地層壓降來確定合理注采比。

具體到A油藏，絕大部分砂體為條帶狀或透鏡狀，寬度較窄，各個砂體的含油差異性較大，特別是在同一個砂體上，同一個層位的含油差異性也很大。這主要是油層、差油層、油水同層的分布和在理論上的純油區與油水過渡帶造成的[2]，具有較寬的油水過渡帶，具有明顯的底水和邊水天然能量驅動特征，這一點可從自然能量開發的油井和注水開發油井的動態表現得到進一步驗證。依靠自然能量開采的油井，與長6油藏相比，投產初期遞減較小，月平均遞減率19.6%，而長6油藏遞減率在30%～50%。注水開發油井見注入水后，含水上升幅度大，對應注水井關井或下調注水量后，對油井日產液量影響不大，且含水下降不明顯，說明A油藏具有一定的邊、底水驅動能量。在用物質平衡方程預測注采比時，在具體參數的確定如目前地層壓力下的溶解氣油比和地層油體積系數等相對比較困難；不同的水侵類型（包括邊水、底水等）可以建立相應的滲流方程去求解[3]，但在實際應用時，也很難直接計算。

此處以翁文波的Logistic旋回模型為依據[4]，建立A油藏綜合含水與累積耗水量、綜合含水與累積水油比的數學模型，求出在不同含水率條件下，一定產油量指標與所需合理注水量的定量關系式，并根據開發動態進行調整和驗證。

累積耗水量表示采出1 t油所需要消耗的注水量即：

累積水油比表示每采出1 t油的產水量，用下式表示：

將公式（1）、（2）分別代入公式（3）、（4），兩式聯立對時間求導，可得到不同含水率條件下年產油量與年注水量的關系公式和注采比計算公式：

方程中的參數（lnA1、lnA2、B1、B2）可由（8）、（9）式中對 ln(fwec/fw-1)與 Hcum、ln(fwec/fw-1)與 CWOR進行線性擬合求出，可得不同含水條件下合理注采比和注水量的表達式。

將計算出的代入公式（5）、（6），可得到 A 油藏不同含水率條件下年產油量與年注水量、年注采比計算公式：

其中：Wi為油田或區塊的累注水量，104m3；Qi為油田或區塊的年注水量，104m3；Wp為油田或區塊的累產水量，104m3；Qw為油田或區塊的年產水量，104m3；Np為油田或區塊的累產油量，104t；Qo為油田或區塊的年產油量，104t；Do為指數遞減中的遞減率，常數；t為開發時間，a；Qoi為擬合段初始，油田或區塊的年產油量，104t；fwec為極限綜合含水率，1；fw為階段綜合含水率，1；lnA1、lnA2、B1、B2為翁氏模型中的常數；A為甲型水驅特征曲線的截距；B為甲型水驅特征曲線的斜率；Hcum為1t油所消耗的注水量，m3/t；CWOR為累積水油比，m3/t；γ0為原油的密度，t/m3。

從理論注采比曲線來看，A油藏總體上要保持平衡注水政策，低含水采油期，理論注采比較低，注采比保持在0.8左右；進入中高含水期，油藏的合理注采比隨含水率的增大而逐漸增大（圖1）。結合A油藏實際年注采比與理論注采比對應曲線（圖2），當實際注采比在理論注采比以下運行時，油藏的遞減較小，統計資料顯示，延安組地層壓力保持水平保持在75%左右時，油井含水就有上升趨勢，分析認為油藏的邊、底水能量起到了一定的作用，當實際年注采比在理論注采比下95%左右浮動時，油藏可以保持較好的開發動態，因此將油藏合理年注采比及年注水量調整為理論年注采比、年注水量的95%。

圖1 A油藏理論年注采比與年綜合含水關系曲線

圖2 A油藏理論、實際注采比與年綜合遞減率對比曲線

根據公式（7）、（8），對油藏的年注水量及年注采比進行預測，關鍵在于對油藏含水率及年產油量的預測。

1.1 年產油量預測

目前水驅開發油田應用最普遍的產量遞減規律是Arps提出的3種遞減形式，即指數遞減、雙曲線遞減和調和遞減[5]，可用來對年產油量進行預測。

延安組A油藏連片開發區2009—2015年產油與時間在半對數坐標中成較好的直線關系，產量遞減符合指數遞減，相關系數：R2=0.988。

由指數遞減公式：

回歸得直線方程：

從而得產量隨時間的變化關系式為：

根據產能遞減規律，A油藏在不采取任何挖潛措施的情況下，現階段油藏以一恒定遞減率遞減，Do=0.1584,預測2016年理論年產油量 2.729 1×104t。

1.2 年產水及年綜合含水率預測

在油田開發動態分析中,水驅特征曲線得到了廣泛的應用，它是在油田積累了大量的生產資料的條件下應用的,是水驅油田開發中后期計算可采儲量的主要方法[6]，也可在年產油量已知的情況下，對年產水量和年綜合含水進行預測。考慮甲型、乙型、丙型、丁型水驅特征曲線分別適用于中黏 （3～30 mPa·s）層狀油藏、高黏層狀油藏、含水大于80%的中黏油藏、低黏（＜3 mPa·s）層狀油藏，A 油藏屬中黏層狀油層，選用甲型水驅特征曲線進行預測。

甲型水驅特征曲線法：描述水驅開發油田的累積產水量與累積產油量之間的半對數直線關系，公式如下：

將A油藏實際礦場數據代入擬合，相關系數R2=0.999 3,得到關系式為：

將預測到2016年的累計產油量代入公式（13），計算理論2016年年水量6.128 5×104m3，綜合含水0.692。

1.3 應用效果分析

將預測的2016年年產油量2.729 1×104t、綜合含水 0.692 代入公式（7）、（8），計算 2016 年理論注水量10.488 9×104m3，理論年注采比1.08，合理注水量 9.964 5×104m3。 2016 年實際注水量 9.884 6×104m3，接近合理注水量的99.2%。在此注水量下，油藏實際年產油2.887 6×104t，綜合年含水68.7%，開發效果較好，油藏年遞減率由2015年的16.6%下降為2016年的9.3%。

2 結論及認識

1）油田注水開發是一個動態不斷再平衡的過程，因此在開發過程中，需要不斷根據礦場實際生產數據及生產需要進行年產油量、年綜合含水的預測，在此基礎上，對油藏所需合理年注采比及年注水量進行預測。

2）油田開發中油田配產先于配注，對油藏所需合理年注水量進行預測，必須要遵循客觀規律，即注采比應隨含水率上升緩慢上升，實行注水量動態調配（有升有降），有利于油田提高產量，控制含水上升速度。

3）對油田開發的主要啟示：中低含水期，油田高效開發，為預控含水上升，應優先從控制采油速度入手；中高含水期在控制含水上升的過程中，應遵循注采比隨含水率上升（既定事實）而上升、注水量隨產油量增加而增加的客觀規律，兩者都要避免出現要預控或控制含水上升而大幅下調注水量導致注采比下降的情況。

[1]牛世忠,尹麗娜,閆江慧,等．應用物質平衡方程預測油田注采比[J]．新疆石油學院學報,2003,15（2）：47-49．

[2]高志亮,屈 煒,楊 威.對陜北地區石油儲量計算中擴邊問題的討論[J].西安工程學院學報,2001,23（3）：38-41.

[3]王怒濤,陳 浩,張愛紅,等．邊底水油藏水侵量計算最優化方法[J]．大慶石油地質與開發,2006,25（1）：56-58．

[4]蔣炳金.泌123普通稠油油藏恢復地層壓力對策研究[D].成都：西南石油大學,2007.

[5]姜漢橋．油藏工程原理與方法[M]．東營：中國石油大學出版社，2000．

[6]王慶華,王新海,劉世祥．常用水驅特征曲線在八面河油田中的應用[J]．石油天然氣學報,2005,27（6）：760-761．

A reservoir in Yan’an formation of Ansai oilfield is a typical structural-lithologic reservoir with certain bottom water and edge water natural energy driving characteristics.After entering middle and high water cut development period,it is difficult to control water and increase oil.In order to maintain a reasonable growth of annual oil production,a method for determining reasonable injection production ratio is put forward by combining oilfield productivity decline law,A-type water flooding characteristic curve and Logistic cycle model of Weng Wenbo phase,and it is adjusted according to the historical development trend.The comparison of the fitting result using the actual production data in 2016 with the actual production data method shows that the method is of certain guiding significance and practical value for determining the reasonable injection production ratio of the oil reservoirs in Yanan formation in high water cut stage.

injection-to-production ratio;productivity decline;waterflooding characteristic curve;Logistic cycle model

李書靜（1978-），女，高級工程師，目前主要從事油田開發工作。

尉立崗

2017-05-03