低滲透油田水驅(qū)開發(fā)效果評(píng)價(jià)
—以N區(qū)塊為例

梁 鵬，劉 賽，鮑楚慧，馬 婧

（東北石油大學(xué)， 黑龍江 大慶 163318）

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低滲透油田水驅(qū)開發(fā)效果評(píng)價(jià)
—以N區(qū)塊為例

梁 鵬，劉 賽，鮑楚慧，馬 婧

（東北石油大學(xué)， 黑龍江 大慶 163318）

摘 要：低滲透油田開發(fā)進(jìn)入中后期，合理評(píng)價(jià)注水效果是制定合理精細(xì)注水政策的前提和基礎(chǔ)。通過(guò)地層壓力與飽和壓力關(guān)系分析壓力保持水平級(jí)別，利用相對(duì)滲透率曲線得出含水率與采出程度理論曲線，通過(guò)與實(shí)際曲線位置關(guān)系評(píng)價(jià)開發(fā)效果好壞。利用水驅(qū)指數(shù)與注采比關(guān)系，計(jì)算得出不同注采比條件下標(biāo)準(zhǔn)圖版，將實(shí)際曲線與同類油藏存水率、水驅(qū)指數(shù)標(biāo)準(zhǔn)圖版對(duì)比評(píng)價(jià)水驅(qū)開發(fā)效果。研究表明，N區(qū)塊生產(chǎn)能力較好，采液量、注水量差異與地層壓力變化保持一致，利用含水率與采出程度關(guān)系圖版、存水率圖版、水驅(qū)指數(shù)圖版評(píng)價(jià)油藏開發(fā)效果較好。

關(guān) 鍵 詞：開發(fā)效果評(píng)價(jià)；壓力保持水平；存水率；水驅(qū)指數(shù)；注水調(diào)控措施

油田開發(fā)效果評(píng)價(jià)貫穿整個(gè)油田開發(fā)過(guò)程，并為制定合理的調(diào)控措施、明確挖潛方向、合理的開發(fā)技術(shù)政策界限提供依據(jù)。正確的評(píng)價(jià)油田注水效果、針對(duì)油藏地質(zhì)特點(diǎn)選擇合理的評(píng)價(jià)方法尤為重要。低滲透儲(chǔ)層地層壓力保持狀況是評(píng)價(jià)油藏開發(fā)潛力的重要依據(jù)；含水率與采出程度關(guān)系表明了油田開發(fā)含水上升率變化情況，直接反應(yīng)措施好壞；存水率、水驅(qū)指數(shù)對(duì)低滲透油藏注水開發(fā)效果有良好的評(píng)價(jià)作用，其標(biāo)準(zhǔn)曲線對(duì)精細(xì)注水方案的制定具有指導(dǎo)意義。

1 水驅(qū)動(dòng)用狀況

1.1 壓力保持狀況分析

N區(qū)塊為低滲透砂巖油藏，由于地層壓力降低后，儲(chǔ)層滲透率顯著降低，儲(chǔ)層物性遭到顯著破壞，且具有不可恢復(fù)性，因此油藏開采需保持地層壓力［1］。根據(jù)油層壓力保持程度及生產(chǎn)能力，地層壓力保持水平可分為三類：

一類：地層壓力大于泡點(diǎn)壓力85%，滿足油井排液量的要求，油層內(nèi)部為油水兩相的流動(dòng)；

二類：雖然油層內(nèi)部為油水兩相流動(dòng)，但不能滿足油井生產(chǎn)能力的要求；

三類：油藏壓力低于泡點(diǎn)壓力，油層脫氣，且不能滿足油井排液量要求［2］。

N區(qū)塊原始地層壓力為17.14 MPa（1 735 m），飽和壓力為4.71 MPa。地層壓力整體略有下降 ，目前地層壓力為16.6 MPa，高于飽和壓力，總體上地層壓力保存水平屬于一類。

根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)油水井注采狀況與地層壓力關(guān)系，得出當(dāng)注水量大于采液量時(shí)，地層壓力有所提高，反之降低，目前注水量低于采液量，地層壓力有所下降（圖1）［3］。

圖1 注采壓力系統(tǒng)Fig. 1 Injection production pressure system

1.2 綜合含水評(píng)價(jià)

含水率是評(píng)價(jià)油田開發(fā)效果的重要指標(biāo)，不僅影響油田穩(wěn)產(chǎn)，還直接影響到最終采收率的大小，N區(qū)塊在1989年底實(shí)施注水，中間通過(guò)分層注水進(jìn)行調(diào)控，通過(guò)對(duì)油藏含水率進(jìn)行評(píng)價(jià)，可有效確定油田下步控水方向，有效提高水驅(qū)開發(fā)效果［4］。

（1）與本區(qū)塊理論曲線對(duì)比

用相對(duì)滲透率曲線資料繪制出的含水率與采出程度關(guān)系曲線作為理論曲線［5］，將油藏實(shí)際的綜合含水和采出程度關(guān)系曲線與理論曲線繪制在同一坐標(biāo)下，將二者進(jìn)行比較，綜合含水與采出程度實(shí)際曲線在理論曲線上方（圖2）。

圖2 含水與采出程度關(guān)系曲線Fig.2 Relation curve of water content and degree of recovery

初期含水上升較快，后期趨于平緩，逐漸接近理論曲線，呈緩慢上升趨勢(shì)；用含水與采出程度關(guān)系的微分形式作出含水與含水上升率關(guān)系的標(biāo)準(zhǔn)曲線，當(dāng)fw＜60%時(shí)，油田實(shí)際綜合含水上升率在標(biāo)準(zhǔn)線上下波動(dòng)，當(dāng)含fw〉60%以后，含水上升率在標(biāo)準(zhǔn)曲線下方（圖3），表明目前綜合含水上升較合理，含水率得到有效控制，水驅(qū)開發(fā)效果變好。

圖3 含水與含水上升率關(guān)系曲線Fig.3 Relationship between water cut and water cut rising rate

（2）與同類型標(biāo)準(zhǔn)曲線對(duì)比

含水與采出程度理論關(guān)系式：

式中：fw—含水率，小數(shù)；

Rm—最終采收率，%；

R—采出程度，%。

將油藏的實(shí)際綜合含水與采出程度關(guān)系曲線與標(biāo)準(zhǔn)曲線對(duì)比，得出，初期區(qū)塊綜合含水上升較快，通過(guò)及時(shí)動(dòng)態(tài)調(diào)配水和綜合治理，含水上升速度得到控制，由曲線看出，目前綜合含水率在60%～80%之間，實(shí)際曲線在采收率25%～35%之間，預(yù)計(jì)水驅(qū)采收率30%左右，表明目前井網(wǎng)及注水措施條件下，開發(fā)效果較好［6］。

圖4 N區(qū)塊含水與采出程度關(guān)系曲線（與同類油藏相比）Fig.4 The relationship between water cut and recovery in N block， compared with the same kind of reservoir

N區(qū)塊油田含水隨采出程度的增加急劇上升，目前采出程度15.01%，而含水已達(dá)到72.4%。由于N區(qū)塊油田采出程度較低，后期曲線上升段不明顯，從曲線形態(tài)上仍可以看出該區(qū)塊的開發(fā)效果較好。注水開發(fā)初期，隨著含水的上升，含水上升率呈上升趨勢(shì)，后期對(duì)油井實(shí)行控水穩(wěn)油，通過(guò)調(diào)水和補(bǔ)層措施，目前曲線漸漸的向理論曲線靠攏，說(shuō)明目前油藏總體開發(fā)較好，但是后期有慢慢變好的趨勢(shì)，含水上升率呈下降趨勢(shì)（圖4）。

1.3 存水率評(píng)價(jià)

存水率定義為未采出的累積注水量與全部注水量之比。物理意義為注入水能夠起到維持地層能量的效率，是衡量水驅(qū)效率的標(biāo)準(zhǔn)，存水率越高，注水利用率越大。油田開發(fā)進(jìn)入中后期，綜合含水不斷上升，采出水量越來(lái)越大，存水率不斷減小［7］。

存水率計(jì)算公式為：

式中：C—存水率，%；

Wi—累積注水量，104m3；

Wp—累積產(chǎn)水量，104m3。

根據(jù)存水率與含水率關(guān)系以及含水率與采出程度關(guān)系，可轉(zhuǎn)化為存水率與采出程度關(guān)系，并繪制理論圖版［8］，將實(shí)際存水率投影在圖版上（圖5）。

圖5 存水率與采出程度的關(guān)系Fig.5 Water storage rate and recovery degree of relationship

對(duì)比表明：初期存水率低于采收率5%的理論值，注水利用率差，隨后通過(guò)水驅(qū)調(diào)控措施以及井網(wǎng)調(diào)整措施，實(shí)際存水率曲線發(fā)生偏離并向25%采收率理論曲線靠近，說(shuō)明調(diào)控措施有效改善了水驅(qū)效率。目前隨采出程度的增加，X區(qū)塊地下存水率逐漸趨于平緩，注水利用率變化趨勢(shì)穩(wěn)定。

1.4 水驅(qū)指數(shù)評(píng)價(jià)

水驅(qū)指數(shù)用來(lái)反映水驅(qū)開發(fā)砂巖油田注水效率的指標(biāo)。水驅(qū)指數(shù)等于油藏某一時(shí)間內(nèi)累計(jì)注水量與累產(chǎn)水量之差除以該階段內(nèi)累產(chǎn)油量［9］。物理意義為采出單位體積地下原油所消耗的注水量倍數(shù)，水驅(qū)指數(shù)受注采比變化影響較大。

油田注采比：

含水率定義為：

水驅(qū)指數(shù)關(guān)系式：

將（1）、（2）帶入（3）中得水驅(qū)指數(shù)：

式中：Z—水驅(qū)指數(shù)，無(wú)因次；

Wi—累積注水量，104m3；

Wp—累積產(chǎn)水量，104m3；

Np—累積產(chǎn)油量，104m3；

IPR—注采比，無(wú)因次；

B—體積系數(shù)，無(wú)因次；

fw—含水率，小數(shù)。

根據(jù)公式（4），給定注采比分別為0.4、0.6、0.8、1.0、1.2、1.4、1.6、1.7、2，繪制Z～fw標(biāo)準(zhǔn)曲線（圖6）。由圖得出，注采比為1時(shí)，水驅(qū)指數(shù)恒為1，當(dāng)注采比大于1時(shí)，水驅(qū)指數(shù)與含水成正相關(guān)，注采比小于1時(shí)，呈反相關(guān)［10］。

圖6 水驅(qū)指數(shù)與綜合含水關(guān)系圖Fig.6 Water drive index and comprehensive water cut diagram

根據(jù)X區(qū)塊實(shí)際油水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，計(jì)算得出水驅(qū)指數(shù)并將其與含水率對(duì)應(yīng)關(guān)系繪制在圖版上，目前X區(qū)塊油田水驅(qū)指數(shù)保持在1.7左右，水驅(qū)油效果較好。

2 注水調(diào)控措施提高采收率

（1）進(jìn)行注采系統(tǒng)調(diào)整，完善井網(wǎng)。目前X區(qū)塊為反九點(diǎn)面積注水井網(wǎng)，由于砂體物性差異、斷層影響導(dǎo)致注采井網(wǎng)不完善，后期需進(jìn)行補(bǔ)射孔或開展小井距加密調(diào)整方案。注采井網(wǎng)調(diào)整能夠擴(kuò)大水驅(qū)波及體積，充分動(dòng)用剩余油。

（2）及時(shí)進(jìn)行注水井調(diào)控措施，改善吸水剖面，提高中低滲透層吸水量。通過(guò)實(shí)施分層注水改善低滲層動(dòng)用狀況，增加注水波及體積；對(duì)堵塞油層，實(shí)施酸化措施，對(duì)存在啟動(dòng)壓力的低滲儲(chǔ)層實(shí)施壓裂措施；對(duì)層間干擾嚴(yán)重的注水井，為防止注入水沿高滲帶突進(jìn)，開展水井深度調(diào)剖措施，實(shí)現(xiàn)油層內(nèi)部的深部液流轉(zhuǎn)向。

（3）對(duì)水淹級(jí)別較高油井實(shí)施堵水措施。結(jié)合產(chǎn)液剖面、各層含水情況，找準(zhǔn)高滲層、強(qiáng)水淹層位，采取堵水措施，提高低滲層水驅(qū)效率。

3 結(jié) 論

（1）根據(jù)油藏產(chǎn)液及注水情況可分析油藏壓力變化狀況，當(dāng)注水量大于采液量時(shí)，油藏壓力升高，反之降低；根據(jù)地層壓力與泡點(diǎn)壓力關(guān)系，可得出壓力保持水平級(jí)別。

（2）通過(guò)相滲曲線可計(jì)算得出研究區(qū)含水率與采出程度標(biāo)準(zhǔn)曲線，當(dāng)實(shí)際生產(chǎn)曲線在理論曲線下方時(shí)，開發(fā)效果較差，反之較好；將含水率-采出程度曲線與同類油藏標(biāo)準(zhǔn)曲線相比，實(shí)際曲線逐漸接近某條標(biāo)準(zhǔn)曲線，標(biāo)準(zhǔn)曲線對(duì)應(yīng)采收率即為油藏最終采收率。

（3）存水率與水驅(qū)指數(shù)波動(dòng)不大反映水驅(qū)開發(fā)效果穩(wěn)定，實(shí)施水井調(diào)剖、油井堵水、低滲儲(chǔ)層壓裂、酸化封堵油層措施可有效改善開發(fā)效果。

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Evaluation of Water Flooding Development Effect in Low Permeability Oil Field

LIANG Peng，LIU Sai，BAO Chu-hui，MA Jing
（Northeast Petroleum University， Heilongjiang Daqing 163318， China）

Abstract：In the middle and later stage of development of low permeability oil field， the reasonable evaluation of water injection effect is the precondition and foundation for making reasonable fine water injection policy. Through analyzing the relationship between the formation pressure and saturation pressure， the pressure level is maintained. The theoretical curves of the water cut and the degree of production are obtained by using relative permeability curves. The effect of the development is analyzed through comparing actual curve and the theoretical curves. The relationship between water flooding index and injection production ratio is used to calculate the standard plate under different injection production ratio. The actual curve is compared with the similar reservoir water storage rate， water flooding index standard chart to evaluate development effect of water flooding. The research shows that the production capacity of N block is good， and the difference of production volume and water injection volume is the same as that of formation pressure. The water cut and recovery degree relation chart， water storage rate chart， water flooding index chart can be used to evaluate the reservoir development effect.

Key words:Evaluation of development effect； Pressure level； Water storage； Water flooding index； Flood control measures

中圖分類號(hào)：TE 357

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：1671-0460（2016）02-0400-04

基金項(xiàng)目：2015年校級(jí)研究生創(chuàng)新科研項(xiàng)目“特低滲透油藏精細(xì)注水方案研究（YJSCX2015-013NEPU）”。

收稿日期：2015-10-17

作者簡(jiǎn)介：梁鵬（1990-），男，黑龍江哈爾濱人，碩士研究生，2013年畢業(yè)于東北石油大學(xué)海洋油氣工程專業(yè)，研究方向：油藏?cái)?shù)值模擬。E-mail：nepuszmn@126.com。