有效累計注采比及其在注水開發(fā)效果評價中的應(yīng)用
——以吉林紅崗油田大45區(qū)塊超低滲透油藏為例

張 原 甘俊奇 王俊文 張文旗

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

有效累計注采比及其在注水開發(fā)效果評價中的應(yīng)用
——以吉林紅崗油田大45區(qū)塊超低滲透油藏為例

張 原 甘俊奇 王俊文 張文旗

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

引用格式：張原，甘俊奇，王俊文，等.有效累計注采比及其在注水開發(fā)效果評價中的應(yīng)用——以吉林紅崗油田大45區(qū)塊超低滲透油藏為例［J］.石油鉆采工藝，2015，37（6）：86-89.

針對超低滲透砂巖油藏注采比高的問題，基于無效注水原因分析提出了有效累計注采比的概念。以吉林紅崗油田大45區(qū)塊為例，采用吸水剖面法和物質(zhì)平衡法分別對有效累計注水量和有效累計注采比進行了計算并比較其結(jié)果，并利用油藏數(shù)值模擬予以驗證。其結(jié)果合理地解釋了超低滲透油藏有效累計注采比高的原因，同時也說明了以往累計注采比的局限性，該方法可用于同類超低滲透油藏注水開發(fā)效果評價。

超低滲透；有效累計注采比；吸水剖面；物質(zhì)平衡；紅崗油田

吉林紅崗油田大45區(qū)塊位于松遼盆地南部紅崗階地，開發(fā)目的層位為扶余油層，油藏埋深2 100～2 350 m，平均孔隙度10.7%，平均滲透率0.4 mD，屬于典型的低孔超低滲透砂巖油藏。區(qū)塊于2006年正式投入開發(fā)，采用菱形反九點井網(wǎng)，根據(jù)井網(wǎng)形式分為2個井區(qū)。Ⅰ井區(qū)的井排距500 m×150 m，目前日產(chǎn)液1.6 m3，日產(chǎn)油1.1 t，含水率31.1%，累計注水83.5×104m3，累計產(chǎn)液11.0×104t，累計注采比為6.0。Ⅱ井區(qū)的井排距500 m×100 m，目前日產(chǎn)液1.1 m3，日產(chǎn)油0.5 t，含水率55.93%，累計注水68.3×104m3，累計產(chǎn)液6.4×104t，累計注采比為8.1。

低滲透油藏注采比較高、注采過平衡的現(xiàn)象普遍存在。超低滲透油藏累計注采比多為2.0～3.0，然而大45區(qū)塊注采比高達6.0～8.0，表明區(qū)塊存在大量的無效注水。為提高區(qū)塊的開發(fā)效果，有必要對產(chǎn)生無效注水的原因進行分析，確定區(qū)塊實際有效的注水量。因此，提出了有效累計注水量的新概念，研究了有效累計注采比的計算方法。

1　累計注采比研究概況

累計注采比為油藏的累計注水量與累計產(chǎn)液量的地下體積之比，如式（1）。

國內(nèi)外學(xué)者分別采用礦場統(tǒng)計法［1-2］、水驅(qū)特征曲線注采比法［2-4］、多元回歸法［5-6］、階段壓力恢復(fù)法［2，7-12］、BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)法［2，12］、井間壓力干擾法［6］等，通過建立不同條件下的注采比預(yù)測模型，得到合理注采比，其研究前提均認為進入地層的注入水全部發(fā)揮驅(qū)油和保持地層能量的作用。吳瓊［6-14］等人 展開了注采比影響因素研究，并對注采比進行了復(fù)算和預(yù)測，其研究對象為注水開發(fā)晚期低滲透油藏。分析油田現(xiàn)場吸水剖面，發(fā)現(xiàn)超低滲透砂巖油藏注水井的非射孔層段存在吸水反應(yīng)這一現(xiàn)象，文獻［15］研究了吸水剖面資料在油田開發(fā)中的應(yīng)用，如何確定有效注水量尚需進一步研究。同時，筆者發(fā)現(xiàn)利用油田試井測驗資料，依據(jù)物質(zhì)平衡原理，可以研究注水量與地層壓力之間的關(guān)系。因此，從靜態(tài)和動態(tài)2個角度出發(fā)，分別采用吸水剖面法和物質(zhì)平衡法，研究超低滲油藏注采比高的原因，進一步評價油田的水驅(qū)開發(fā)效果。

2　有效累計注采比概念的提出

2.1無效注水原因分析

綜合考慮超低滲透油藏的地質(zhì)和開發(fā)特征，認為無效注入水主要有以下3種存在形式：①非儲層吸水。在高注入壓力條件下，注入水進入近井地帶的干層和泥巖層。②沿區(qū)塊邊界布置的注水井的部分注水量會外泄到邊界之外。③注水管柱中堵塞器失效導(dǎo)致注入水進入非開采層段。紅崗油田大45區(qū)塊一口井吸水剖面顯示，62.5%的注入水進入上部高臺子儲層。

2.2有效累計注采比的概念

有效累計注水量是指對地層能量保持以及水驅(qū)油有貢獻的累計注水量，否則為無效累計注水量。有效累計注入比例是指有效累計注水量與總注水量之間的比值，如式（2）；有效累計注采比是利用有效累計注水量與累計產(chǎn)液量的比值計算出的注采比，如式（3）

通過本次對比研究，基本劃定了研究區(qū)內(nèi)優(yōu)勢和劣勢茶園分布范圍，基本摸清了適宜茶葉生長的立地條件。桐城市大別山區(qū)適宜發(fā)展茶葉種植，結(jié)合地方茶產(chǎn)業(yè)發(fā)展需求，今后可打造高標(biāo)準(zhǔn)茶園及特色茶葉基地建設(shè)。本次研究成果為桐城市其他地區(qū)推廣種植“桐城小花”茶提供了借鑒和重要參考。

2.3吸水剖面法

目前吸水剖面主要通過同位素示蹤法測井得到。在注水條件下將已吸附示蹤元素I131或Ba131的活化固相載體隨注入水流入井內(nèi)，水在向地層入侵時，活化固相載體會與水分離而濾積在地層表面，地層的吸水量與放射性載體在地層表面的濾積量成正比［16］。此后測得的同位素伽馬曲線與自然伽馬曲線之間存在幅度差，在測井曲線上形成兩條曲線的包絡(luò)面積，地層的吸水量與包絡(luò)面積成正比。即某射開層段吸水率的常規(guī)統(tǒng)計方法為，該射開層段的吸水量占該井所有射開層段總吸水量的比例，對應(yīng)吸水剖面為，該射開層段的包絡(luò)面積占該井所有射開層段的總包絡(luò)面積的比例，如式（4）

然而，大量超低滲透砂巖油藏注水井的吸水剖面曲線顯示，不僅射開層段有放射性同位素吸水反應(yīng)，非射開層段（泥巖層、干層）也有吸水反應(yīng)。因此認為部分注入水進入非射開層段。圖1為Ⅰ井區(qū)一口注水井測同位素吸水剖面曲線，將黃色填充的射開層段吸水量作為有效注水量，藍色填充井段為非射開層段（干層或泥巖），認為該部分吸水量為無效吸水量。某層段的吸水率為該層段對應(yīng)的包絡(luò)面積占全井段總包絡(luò)面積的比例，如式（5）。因此該井的有效吸水比例為射開層段總包絡(luò)面積占全井段總包絡(luò)面積的比例，如式（6），該井的有效累計注水量為有效吸水比例乘以累計注水量。

2.4物質(zhì)平衡法

在物質(zhì)平衡法的計算中，有效累計注水量是指對保持地層能量有貢獻作用的累計注水量。若注水井附近為半封閉的儲層，儲層的孔隙體積為Vp，注入水進入地層之前的地層壓力為Pi，當(dāng)注入水進入地層后，地層壓力升高至Pf。地層壓力升高，巖石骨架被壓縮，地層孔隙體積增大，地層孔隙體積的增大量為

圖1　6號水井同位素吸水剖面曲線

其中，孔隙體積Vp為

注入水進入地層之前，地層孔隙中所填充的地層水和原油的體積之和等于孔隙體積Vp，注入水進入地層后，孔隙壓力升高，導(dǎo)致孔隙中所填充的地層水和原油的體積被壓縮，壓縮量為

其中，地層水和原油的綜合壓縮系數(shù)為

3　現(xiàn)場應(yīng)用效果

3.1吸水剖面法

利用大45區(qū)塊12口井的吸水剖面資料、測井資料和生產(chǎn)動態(tài)資料，統(tǒng)計各井射開油層、干層和泥巖的厚度以及吸水率，得出有效吸水厚度和有效吸水量。Ⅰ井區(qū)有效累計注采比為2.5，Ⅱ井區(qū)有效累計注采比為3.9，全區(qū)的有效累計注采比降為3.0，認為全區(qū)46.8%的注入水為有效注水，53.2%的注入水為無效注水（表1）。

表1　區(qū)塊有效注水表（吸水剖面法）

3.2物質(zhì)平衡法

注水開發(fā)過程中，地層壓力pf是計算有效累計注采比的關(guān)鍵參數(shù)。地層壓力pf可以通過試井測末點壓力得到。計算地層壓力pf采用面積加權(quán)平均，如式（14）

大45區(qū)塊Ⅰ井區(qū)平均原始地層壓力為21.1 MPa，Ⅱ井區(qū)平均原始地層壓力為22.27 MPa，采用式（14）計算該區(qū)地層壓力40.5 MPa，進而得到該區(qū)有效注入比例為19.4%。依物質(zhì)平衡法計算，得到有效累計注采比如表2。Ⅰ井區(qū)有效累計注采比為1.2，Ⅱ井區(qū)有效累計注采比為1.6，全區(qū)的有效累計注采比降為1.3，有效注水比例為20.7%，無效注水比例為79.3%。Ⅰ井區(qū)和Ⅱ井區(qū)有效累計注采比大于1，且并非異常大，符合超低滲砂巖油藏的開發(fā)特征。相比累計注采比，有效累計注采比的計算結(jié)果更加合理。

表2　區(qū)塊有效注水表（物質(zhì)平衡法）

3.3數(shù)值模擬驗證

綜合應(yīng)用大45前期油藏描述成果、測試分析資料和生產(chǎn)動態(tài)建立了232×167×44的三維地質(zhì)模型，根據(jù)井網(wǎng)大小和開發(fā)效果，將大45區(qū)塊同樣分為Ⅰ、Ⅱ等2個井區(qū)。在收集、整理、核實區(qū)塊動靜態(tài)資料的基礎(chǔ)上，分別對2個井區(qū)進行了儲量、產(chǎn)液、產(chǎn)油、含水?dāng)M合。在擬合過程中，注水井設(shè)定注水上限，得到符合生產(chǎn)動態(tài)的累計注水量，從而得到數(shù)值模擬累計注采比。全區(qū)模擬累計注采比為1.3，Ⅰ井區(qū)為1.4，Ⅱ井區(qū)為1.2，（如表3）。全區(qū)模擬有效注入比例為18.5%，說明累計注入水中81.5%的水量為無效注水。數(shù)值模擬得到累計注采比遠小于累計注采比，證明大45區(qū)塊超低滲油藏在注水開發(fā)過程中，存在大量的無效注水。

表3　區(qū)塊數(shù)值模擬結(jié)果

根據(jù)吸水剖面法計算結(jié)果，全區(qū)有效注采比為3.0，無效注水比例為53.2%。根據(jù)物質(zhì)平衡法計算結(jié)果，全區(qū)有效注采比為1.3，無效注水比例為79.3%。吸水剖面法利用了吸水剖面曲線，顯示的是各層位的相對吸水量，為靜態(tài)數(shù)據(jù)，射開油層中吸入的水并不是全部起到保持地層壓力的作用，即射開油層中也存在無效注水量；物質(zhì)平衡法利用了試井資料，是根據(jù)地層壓力變化得出的計算結(jié)果，是產(chǎn)生實際驅(qū)替效果的注入水的作用結(jié)果，沒有起到保持地層壓力作用的水量全部為無效注水量，因此與物質(zhì)平衡法相比較，吸水剖面法的計算結(jié)果較大。兩種方法計算結(jié)果均反映出由于注入水在注入地下后有多種存在形式，53.2%～79.3%的水為無效注水，形成了超低滲透油藏注采比普遍很高的現(xiàn)象。

4　結(jié)論

（1）超低滲透注水開發(fā)的油藏存在注采比高的問題，原因在于非儲層吸水、邊界外泄，外竄至其他層，故在計算累計注采比時應(yīng)當(dāng)將其排除。為更加準(zhǔn)確地掌握注水開發(fā)現(xiàn)狀，定義了有效累計注水量、有效累計注采比的概念。

（2）以吉林油田大45區(qū)塊為例，并通過油藏數(shù)值模擬計算結(jié)果予以印證，解釋了超低滲透砂巖油藏注采異常高的原因。

（3）對于超低滲透砂巖油藏，通過注采系統(tǒng)調(diào)整措施和井網(wǎng)加密調(diào)整措施，可以更好地建立注水井與采油井之間的驅(qū)替關(guān)系，降低累計注采比。

符號說明：

Ai為注水井附近壓力影響面積，m2；Aj為采油井附近壓力影響面積，m2；Api為射孔層段吸水曲線陰影面積，m2；Co為油的壓縮系數(shù)，MPa-1；Cp為巖石孔隙的壓縮系數(shù)，MPa-1；Cr為流體的壓縮系數(shù)，MPa-1；Cw為水的壓縮系數(shù)，MPa-1；EIPR為有效注采比；EIR為有效注入比例；h為有效厚度，m；he為射開油層厚度，m；m為注水水井?dāng)?shù)，口；n為采油井?dāng)?shù)，口；pf為注入水進入地層之后的地層壓力，MPa；pi為注入水進入地層之前的地層壓力，MPa；poj為采油井的試井靜壓，MPa；pwi為注水井的試井靜壓，MPa；rw為有效注入比例，%；rwa為外推吸水率，%；So為油的飽和度；Sw為水的飽和度；VN為累計注水量，104m3；Vp為孔隙的體積，104m3；Vwc為折算累產(chǎn)水，104m3；Vws為儲層基質(zhì)的存水量，104m3；ΔVl為原始流體的壓縮量，104m3；ΔVs為孔隙體積的增大量，104m3；Wpi為射孔層段吸水量，104m3；Wie為有效注水量，104m3。

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（修改稿收到日期 2015-10-10）

〔編輯 付麗霞〕

Effective accumulative injection-production ratio and its application during the effect evaluation of water injection development—taking ultra-low permeability reservoir in Da 45 Block of Honggang Oilfeld in Jilin Province for example

ZHANG Yuan，GAN Junqi，WANG Junwen，ZHANG Wenqi
（Research Institute of Petroleum Exploration and Deνelopment，CNPC，Beijing 100083，China）

For the problem about the high injection-production ratio in ultra-low permeability reservoir，the concept of effective accumulative injection-production ratio is created based on the reason of inefficient water injection. Taking Da 45 Block of Jilin Honggang Oilfield in Jilin Province，water injection profile method and material balance method are used to respectively compute the effective accumulative water injection rate and the effective accumulative injection-production ratio and contrast the results，and numerical reservoir simulation is used for verification. The results reasonably demonstrate the reason of the high effective accumulative injection-production ratio in ultra-low permeability reservoir as well as the limitation of pervious accumulative injection-production ratio. Therefore this method can be applied to evaluate the water injection development effect in the similar ultra-low permeability reservoir.

ultra-low permeability； effective accumulative injection-production ratio； water injection profile； material balance；Honggang Oilfield

TE931 文獻識別碼：A

1000-7393（ 2015 ） 06-0086-04 doi:10.13639/j.odpt.2015.06.022

張原，1991年生，碩士研究生，主要從事超低滲透砂巖油藏開發(fā)方面的研究。Email：hyzmx.student@sina.com。