基于水驅(qū)特征曲線的注采比優(yōu)化研究

張志軍，王宏申，王錦林，魏 俊，李 芳

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452)

基于水驅(qū)特征曲線的注采比優(yōu)化研究

張志軍，王宏申，王錦林，魏 俊，李 芳

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452)

目前陸上大多數(shù)油田都已進入中高含水期，為了控制含水上升速度，提高原油產(chǎn)量，實現(xiàn)油田的高效開發(fā)，需要準確的確定油田注采比。應(yīng)用注水開發(fā)砂巖油田的注采關(guān)系和水驅(qū)特征曲線推導(dǎo)出注采比預(yù)測模型。該模型使用參數(shù)簡單，只需要較少的生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，且預(yù)測結(jié)果準確，適用于動靜態(tài)參數(shù)較少的油田。通過對某陸地油田開發(fā)實例進行分析，研究結(jié)果表明，該模型預(yù)測效果好，精確度高，可以推廣到其它油田，從而指導(dǎo)油田注采比的預(yù)測與調(diào)整。

注采關(guān)系 注采比 水驅(qū)特征曲線 含水率 累注水

目前，國內(nèi)外大多數(shù)水驅(qū)開發(fā)油田已進入中高含水期，為了使油田具有旺盛的產(chǎn)液、產(chǎn)油能力，降低無效能耗，取得較高的采收率，需要制定合理的配注量。然而合理配注量的確定一直是油田配注的工作難題[1-3]。目前預(yù)測方法主要包括logistic模型法[4]、水驅(qū)特征曲線法[5]、階段存水率圖版法[6]、物質(zhì)平衡法[7-10]等，其中l(wèi)ogistic模型法主要適用于產(chǎn)量開始遞減的油田；階段存水率圖版法適合于存水率變化規(guī)律顯著的油田；而物質(zhì)平衡法對注采比的預(yù)測局限于注采比與地層壓力的近似線性關(guān)系。本文運用油藏工程方法，結(jié)合注采關(guān)系曲線及水驅(qū)特征曲線，建立了油田注采比預(yù)測模型。該模型表述了含水率及累注水對注采比的影響，為油田注采比的調(diào)整與預(yù)測提供理論指導(dǎo)。

1 注采比預(yù)測方法建立

注水開發(fā)砂巖油田的注采關(guān)系可用下式[11-12]表達為：

lg(Wi+F)=a+bNp

(1)

式中：Wi為累注水，104m3，Np為累產(chǎn)油，104m3，a,b,F為方程系數(shù)。

將(1)式兩邊對Np進行微分，并對時間求導(dǎo)數(shù)可得：

(2)

化簡(2)式可得：

(3)

由于

Qo=Qi(1-fw)

(4)

(5)

故注采比

IPR=b(Wi+F)(1-fw)

(6)

式中：Qi、Qo、Ql為單位時間注水量和產(chǎn)油、產(chǎn)液量。

由注采比計算模型可以看出，注采比與累注水及含水率有關(guān)，而含水率既與油藏開發(fā)狀態(tài)有關(guān)，也與油藏調(diào)整措施有關(guān)，因此一般難以直接預(yù)測。這里利用水驅(qū)特征曲線來計算含水率，從而計算出相應(yīng)注采比。水驅(qū)特征曲線[13-19]及相應(yīng)含水率表達式如表1所示。

表1 不同類型水驅(qū)特征曲線及含水率表達式

將不同類型水驅(qū)特征曲線含水率計算公式帶入式(6)即可求出注采比。

圖1 某油藏累產(chǎn)及累注水曲線

2 實例計算分析

某砂巖油藏屬單斜構(gòu)造油藏，無邊底水，儲層孔滲性好，非均質(zhì)性強，油藏溫度為65 ℃，原油密度為0.81 g/cm3，粘度為6.5 mPa·s，于1979年底600 m井距反九點井網(wǎng)開發(fā)，2008年至2012年生產(chǎn)數(shù)據(jù)如圖1～圖2所示。

圖2 某油藏含水與月注采比曲線

根據(jù)式(1)對油藏累產(chǎn)油、累注水?dāng)?shù)據(jù)進行擬合，可以得到累注水與累產(chǎn)油關(guān)系式為：

lg(Wi+1 403.52)=0.0 016Np+2.864 8

(7)

其擬合曲線如圖3所示。

圖3 累注水與累產(chǎn)油半對數(shù)曲線

根據(jù)水驅(qū)特征曲線表達式，用圖1生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行線性擬合計算，確定適合于該油藏的合理水驅(qū)特征曲線類型，擬合結(jié)果如圖4～圖7所示。

圖4 甲型水驅(qū)特征曲線擬合

圖5 乙型水驅(qū)特征曲線擬合

圖6 丙型水驅(qū)特征曲線擬合

圖7 丁型水驅(qū)特征曲線擬合

對比四類曲線的擬合程度可以看出，丙型和丁型水驅(qū)曲線擬合程度最高，而丙型與丁型形式一致，因此這里選擇丙型水驅(qū)曲線作為計算和預(yù)測含水率的公式。其表達式為：

(8)

基于式(6)、(7)、(8)得到預(yù)測的注采比，并與實際注采比對比，如圖8所示。

圖8 某油田實際注采比與預(yù)測注采比對比

由圖8可以看出，利用理論模型預(yù)測的注采比與實際注采比較接近，相對誤差僅在3%左右，可見公式(6)與(8)的聯(lián)立可以很好地為油田注采比的預(yù)測提供依據(jù)。在油田開發(fā)過程中，隨著進程的繼續(xù)，油藏需要進行開發(fā)調(diào)整，此時只需對公式(7)和(8)重新擬合，便可進行油田注采比的預(yù)測。

3 結(jié)論

(1)結(jié)合注水開發(fā)砂巖油田的注采關(guān)系，推導(dǎo)出注水開發(fā)油田注采比預(yù)測模型。預(yù)測模型表明，油田注采比的大小與含水率及累注水有關(guān)。

(2)通過油田實例分析表明，模型預(yù)測精度滿足礦場要求，所需數(shù)據(jù)較少，參數(shù)求取方法簡便，可以指導(dǎo)油田配注工作。

(3)在利用水驅(qū)特征曲線預(yù)測含水率時，需要結(jié)合目標油藏開發(fā)特征選擇合適的曲線，從而得到準確的油田注采比。

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(編輯 王建年)

Injection-productionratio’soptimizationbasedonwaterdrivecharacteristiccurve

ZhangZhijun，WangHongshen，WangJinlin，WeiJun，LiFang

(CNOOCEnergyTech-Drilling&ProductionCo.，Tianjin300452，China)

At present，most onshore oilfields are in the middle and high water cut period.In order to control the water cut，increase the production of crude oil，and realize the efficient development of oilfield，the injection-production ratio of reservoir should be more accurate.The injection-production ratio and water drive characteristic curve are derived from the injection production relationship and water drive characteristic curve of sandstone oil field.The model uses simple parameters，needs less production dynamic data，and the prediction results are more accurate，which is suitable for the reservoir with less dynamic and static parameters.Through the example of a onshore oilfield development，the model has good prediction effect，high accuracy，and can be extended to other reservoirs，which can guide the prediction and adjustment of reservoir injection-production ratio.

injection-production relationship；injection-production ratio；water drive characteristic curve；water cut；cumulative water injection

2015-10-03；改回日期：2016-01-11。

張志軍(1989—)，碩士，助理工程師，現(xiàn)從事提高采收率研究工作，電話：18811547032，E-mail:zhangzhj43@cnooc.com.cn。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.02.010

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