海上油田注水開發效果評價

耿艷宏

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海上油田注水開發效果評價

耿艷宏

（中海石油研究總院有限責任公司/海洋石油高效開發國家重點實驗室，北京 100028）

針對海上部分油田注水后存在吸水能力下降、地層壓力保持水平低等問題，從注水量的合理性、注入水的利用率、井組內注入效果等方面對海上油田注水開發效果進行了評價，研究了海上油田的合理油水井數比、合理的存水率及井組內注水的有效利用等問題，得到了海上油田注水的效果評價方法，應用此方法對海上LD油田進行了注水效果評價，找到了此油田存在的注水量不足、存水率偏低、部分井組存在注水水竄問題，并提出了下步注水調整的方向。

海上油田；液處理能力；注水利用率；油水井數比；存水率

海上油田注水與陸地油田注水相比具有一些難點[1-2]，海上油田可利用面積和空間有限，注水海管、液處理的能力有限，洗井等作業用水困難，注入水的水質標準要求高；海上注水要求設備尺寸小、重量輕、防腐蝕、效率高和布置緊湊，還必須具有嚴格的監測系統。1988年南海潿州10-3油田注水系統的投產運轉揭開了海上油田注水的篇章[3]，到2015年底，國內海上注水開發的油田已經達到了42個，2015年產油量也占到了當年海上總年產油量的近60%，就連天然水驅開采了近30年的海相砂巖油田也于2016年開始了注水開發，因此注水效果評價對海上油田的增儲上產尤為重要。

注水油田的開發效果基本是通過反映水驅開發效果的指標進行評價的，包括水驅儲量控制程度與動用程度、能量保持水平、年產油量綜合遞減率、剩余可采儲量采油速度、水驅狀況、含水上升率、采收率等方面[4]。本文從油水井數比的合理性、注入水的利用率、井組內的驅替效果對海上油田注水效果進行了評價，以期找到海上注水油田不同開發階段存在的關鍵注水問題，為海上油田下步的注水挖潛提供參考。

1 評價思路

1.1 油水井數比的合理性評價

注入水量主要通過油田的注采比反映出來。在油田總開發井數一定、單井的最大注入量及最大產出量一定的情況下，油田的注采比跟油田的油水井數比是直接相關的。陸上油田對于合理油水井數比的研究較多，普遍認為油田的合理油水井數比是指油田注水井和生產井井底流壓一定、開發總井數一定的條件下，能夠獲得最高產液量的生產井與注水井的井數之比[5-8]。其中文獻[8]考慮因素較全面，考慮了油田注采不平衡、原油密度及體積系數的影響。將文獻[8]中公式（22）整理后可得到油田的日產液量與油水井數比的關系式：

由于海上油田測試資料少，產液指數、吸水指數需要通過計算方法進行求解。

海上油田大部分采用定向井多層合采，單井產液指數在Vandervlis定向井產能公式[9]的基礎上引入層間干擾系數[10]進行修正，表示如下：

開發特定油藏時，其他因素已確定，吸水指數的變化主要反映在油層中含水飽和度增加引起的流動阻力變化。已有的文獻[11-12]主要是針對水平井，按不含水時的采液指數乘以流度近似給出了吸水指數的計算公式，并不能對后期開發吸水指數的變化進行預測。因此選用文獻[13]中的見水后的注入量公式除以注入壓差來計算見水后的吸水指數，即：

將公式（4）、（5）代入公式（2）、（3）可得到海上油田合理油水井數比的公式如下：

1.2 注入水利用效果評價

注水利用率是評價油田注入水利用效果的一項重要指標，不僅影響著開發效果的好壞，而且直接影響著經濟效益的高低。注水利用率的高低可以從兩個方面體現：一是地下存水率的大小，二是在相同注入倍數下采收率的高低。對于一個既無邊底水侵，又無注入水外溢的封閉油藏，兩者是統一的。本文選用地下存水率來評價油田注入水的利用效果。

確定合理存水率的方法有多種[14-18]，通過海上多個油田的實際計算應用，存水率–含水率圖版法[12]、存水率–采出程度經驗公式法[15]適應性更廣。

存水率–含水率圖版法：

存水率–采出程度經驗公式法：

1.3 井組內驅替效果評價

若油田的注入水量和存水率都是合理的，但分析具體井組時會遇到這樣的情況，一種情況是雖然生產井周圍部署了注水井，但是生產井周圍地層壓力下降快、注入水無效果，出現這種情況的原因可能是由于對小斷層沒有認識到或者對河道認識不夠，注水井和生產井不連通導致的；另一種情況是注水井和生產井之間的注入水單向突進，兩口井在某一小層存在高滲條帶，發生水竄。因此，對于具體井組，注入水對生產井是否有效果還需進一步評價。評價時應結合地質、油藏綜合評價，可從沉積微相、注采對應關系、生產注水曲線、產液吸水剖面、產出水分析、砂體物性等方面綜合分析。

2 應用實例

2.1 油田基本概況

LD油田主體區為受斷層控制的斷裂半背斜構造，含油面積7.74 km2，水深30 m左右，主要含油層段為古近系東營組東二下段，Ⅱ、Ⅲ油組為主力油組，主要發育辮狀河三角洲前緣亞相沉積砂體。儲集層有效厚度平均為14.4 m，孔隙度平均為31%，有效滲透率平均為5 000×10-3μm2，具有高孔、中高滲的特征。油田原始地層壓力15.54 MPa，飽和壓力12.2 MPa，油層溫度為61.4 ℃，地層原油黏度平均19.4 mPa·s，原油體積系數為1.12，地面原油密度為0.877 g/m3。

LD油田于2005年1月投產，9月開始注水，采用五點法面積注水，定向井多層合采，注采井距為400 m。到2013年底，總井數52口，井筒半徑為0.12 m，其中油井38口，日產油2 250 m3，日產液6 500 m3，綜合含水率為63.6%，單井生產壓差平均為2 MPa，測井表皮系數平均為1.6，干擾系數平均為0.2；水井14口，日注水7 300 m3，存水率為46%，單井注水壓差平均為8 MPa，地層水黏度為0.5 mPa·s，油田液處理能力為15 000 m3/d。

2.2 油水井數比的合理性評價

圖1 LD油田巖心測得的相對滲透率曲線

圖2 LD油田日產液量與油水井數比關系（含水率63.6%）

根據油田2013年底日產液量、含水率及原油地下體積系數折算，實際油田地下日產液量為6 783.9 m3，而將2013年底油田的油水井數比2.7代入公式（13）得到計算的油田地下日產液量為6 884.2 m3，相對誤差為1.48%，這個結果證明了公式（6）、（7）、（8）的可靠性。

從圖2可以看出，含水率為63.6%時，油田的最大產液量為8 054 m3/d，對應油水井數比為1.3。此時的最大液量低于油田的液處理能力15 000 m3/d，因此，LD油田在63.6%含水率時的合理油水井數比為1.3，需要9口油井進行轉注。這也說明了目前含水下油田的注水量是不夠的。

采用同樣的方法，對油田含水率為86.7%時油田的日產液量及油水井數比的關系進行了計算，結果見圖3。從圖3可以看出，含水率為86.7%時，油田的最大產液量15 117 m3/d，對應油水井數比為1.3。此時的最大產液量高于油田的液處理能力15 000 m3/d，根據海上油田的特點，取液處理能力下的油水井數比為油田的合理油水井數比。圖3中顯示15 000 m3/d對應油水井數比為1.1、1.6，考慮海上油田實際，取油水井數比1.6作為含水率86.7%時油田的合理油水井數比。

圖3 LD油田日產液量與油水井數比關系曲線（含水率86.7%）

2.3 注入水的利用效果評價

2.3.1 存水率-含水率圖版法

圖4 LD油田存水率-含水率變化曲線

從圖4中可以看出，在油田注水開發過程中，隨著綜合含水率的不斷上升，存水率越來越低。在含水55%之后，存水率下降幅度減小，油田的月注采比向1.2的方向變化，油田注入水的利用效果有變好趨勢。

2.3.2 存水率-采出程度經驗公式法

圖5 LD油田存水率-采出程度變化曲線

綜上所述，根據存水率–含水率圖版和存水率–采出程度圖版，綜合調整后，存水率向好的方向變化，注入水的利用效果變好，但與標定采收率相比仍然偏低。

2.4 井組內驅替效果評價

以油井A22井為例進行分析。油井A22井投產于2005年1月28日，主要生產東二下段II油組1、2小層，此井周圍設計兩口注水井A14、A43井為其注水，其中水井A14井投產于2007年1月5日，水井A43井投產于2009年8月16日。

水井A43井做吸水測試后顯示主要吸水層位在1小層上部及2小層下部，跟油井A22井的產液層位是一致的，可能存在注入水無效循環問題。注水井A14投產后2年半內生產井A22井不含水，產液量也不隨注水井的注水量變化，說明A14井與A22井連通性較差；而A43井投產后8個月，A22井含水率從0.3%上升到了65.8%，隨著A43井注入量的增加，A22井產液量也增加，說明A43井的注入水推進到了生產井井底，造成了注入水水竄。對于此問題，后期可考慮優化注采井網改變液流方向。

3 結論

（1）海上油田合理油水井數比需要根據實際的液處理能力進行合理取值。LD油田含水率為63.6%時合理的油水井數比為最大產液量對應的油水井數比1.3，需要9口油井進行轉注；含水率為86.7%時，合理的油水井數比為液處理能力對應的油水井數比1.6。

（2）存水率–含水率圖版法、存水率–采出程度經驗公式法對海上油田的地下存水率的計算具有較好的適應性。通過計算得出，LD油田綜合調整后，存水率向好的方向變化，注入水的利用效果變好，但與標定采收率相比仍然偏低。

（3）井組內注入水的有效利用需綜合分析。對LD油田A22井組分析后認為，注水井A14井對油井A22不受效；注水井A43井對油井A22井雖然受效，但是存在注入水突進、形成無效循環問題。下步調整方向可考慮優化注采井網、改變液流方向，改善開發效果。

符號注釋

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[18] 張銳．油田注水開發效果評價方法研究[M]．北京：石油工業出版社，2010：2–49．

編輯：岑志勇

2018–02–06

耿艷宏，工程師，1985年生，2010年畢業于中國石油大學（華東）油氣田開發專業，現從事油田動態及油藏工程研究工作。

國家科技重大專項“海上稠油油田開發模式研究”（2016ZX05025-001）資助。

1673–8217（2018）04–0083–05

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