蘇海洋，穆龍新，韓海英，劉永革，李波

（1.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院；2.中國(guó)石油大學(xué)（華東））

油藏自流注水開(kāi)發(fā)機(jī)理及影響因素分析

蘇海洋1，穆龍新1，韓海英1，劉永革2，李波1

（1.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院；2.中國(guó)石油大學(xué)（華東））

針對(duì)自流注水開(kāi)發(fā)現(xiàn)有理論還不夠成熟的問(wèn)題，研究了自流注水需要滿足的油藏條件，定義了“自流注水門限壓力”的概念，并根據(jù)流體力學(xué)和油藏工程的基本原理建立了其表達(dá)式，提出了自流注水過(guò)程中注水量、產(chǎn)油量、水層壓力、油層壓力、累計(jì)注水量和累計(jì)產(chǎn)油量等參數(shù)的計(jì)算方法。根據(jù)提出的計(jì)算方法編制了相應(yīng)的計(jì)算程序，并運(yùn)用程序進(jìn)行了自流注水實(shí)例計(jì)算和影響因素分析，結(jié)果表明，提出的自流注水計(jì)算方法原理簡(jiǎn)單，計(jì)算結(jié)果合理，能夠用于自流注水參數(shù)計(jì)算；在水油儲(chǔ)量比小于60時(shí)，自流注水穩(wěn)產(chǎn)期隨水油儲(chǔ)量比的增大而延長(zhǎng)，采收率隨水油儲(chǔ)量比的增大而增大，但在水油儲(chǔ)量比超過(guò)60后，水油儲(chǔ)量比的影響不明顯；自流注水時(shí)機(jī)對(duì)油田開(kāi)發(fā)穩(wěn)產(chǎn)期和采收率有重要影響，自流注水時(shí)機(jī)越晚，地層能量的利用越充分，穩(wěn)產(chǎn)期越長(zhǎng)，采收率也越高。圖8參16

自流注水；開(kāi)發(fā)機(jī)理；門限壓力；穩(wěn)產(chǎn)期；采收率；注水時(shí)機(jī)

0 引言

自流注水是指高壓水層的水在壓差作用下通過(guò)套管自然流入低壓油層以保持油藏壓力并驅(qū)替原油的過(guò)程[1]。目前自流注水多用于人工注水前地層能量的適當(dāng)補(bǔ)充，對(duì)于地面水源缺乏的地區(qū)如沙漠等也比較適用[2-3]。自流注水技術(shù)在國(guó)內(nèi)應(yīng)用較少，僅在海上平湖油田有過(guò)應(yīng)用先例[4]。國(guó)外從20世紀(jì)70年代起即開(kāi)始這方面的研究，其應(yīng)用多見(jiàn)于中東地區(qū)[5-8]。

關(guān)于自流注水的研究多見(jiàn)于應(yīng)用實(shí)踐方面的報(bào)道，而對(duì)自流注水的開(kāi)發(fā)機(jī)理缺乏系統(tǒng)的研究。Davies C A等[1]對(duì)自流注水注水量的計(jì)算方法進(jìn)行了探討，但未考慮油井見(jiàn)水后的情況。本文對(duì)自流注水機(jī)理進(jìn)行研究，運(yùn)用油藏工程方法，建立一種描述自流注水過(guò)程中油層注水量、產(chǎn)量、油層壓力以及水層壓力等參數(shù)的方法，并對(duì)該方法的應(yīng)用效果進(jìn)行分析。

1 自流注水開(kāi)發(fā)機(jī)理

1.1 自流注水門限壓力

自流注水需要在水層和油層之間有足夠的壓差克服自流注水過(guò)程中水層到井筒的產(chǎn)水壓差、井筒內(nèi)的摩擦損失、井筒內(nèi)的水柱壓力以及井筒到油層的注水

壓差[9-10]。為了量化這一過(guò)程，參考文獻(xiàn)[11]的研究成果，筆者定義了“自流注水門限壓力”，即通過(guò)自流注水能夠使油層在設(shè)計(jì)產(chǎn)量下達(dá)到注采平衡所需的水層壓力。而油層在設(shè)計(jì)產(chǎn)量下達(dá)到注采平衡所需的注水量稱為自流注水門限注水量。根據(jù)壓力關(guān)系，有如下關(guān)系式：

水層到井筒的產(chǎn)水壓差為：

井筒到油層的注水壓差為：

由達(dá)西-威斯巴哈公式[12]，井筒內(nèi)的摩擦損失為：

其中，水力摩擦系數(shù)為：

井筒水柱壓力為：

將（2）—（6）式帶入（1）式可得：

由（7）式即可計(jì)算自流注水門限壓力。只有水層壓力大于自流注水門限壓力，油層才可以在滿足產(chǎn)液量要求的條件下采用自流注水技術(shù)開(kāi)發(fā)。

1.2 自流注水參數(shù)計(jì)算

油層進(jìn)行自流注水開(kāi)發(fā)時(shí)，自流注水的注水量受水層壓力和油層壓力的變化所控制，反過(guò)來(lái)注水量的變化又影響水層壓力和油層壓力的變化，進(jìn)而影響油藏的穩(wěn)產(chǎn)期和采收率，因而注水量的求取很重要。假設(shè)在自流注水某一時(shí)刻t，油層注水量為qiw，產(chǎn)油量為qo，產(chǎn)水量為qw，水層壓力為pw，油層壓力為po，由壓力關(guān)系可得：

同（2）—（7）式的推導(dǎo)過(guò)程，可得：

t時(shí)刻油層累計(jì)注水量、累計(jì)產(chǎn)油量、累計(jì)產(chǎn)水量分別為：

對(duì)于油層，由物質(zhì)平衡方程可得[13]：

對(duì)于水層，由物質(zhì)平衡方程可得：

油層在定液量條件下生產(chǎn)：

隨著自流注水的進(jìn)行，水層壓力不斷下降，水層與油層之間的壓差隨之不斷下降，由（9）式可知自流注水的注水量不斷下降。當(dāng)油層注水量低于產(chǎn)液量時(shí)，油層開(kāi)始虧空，油層壓力由上升轉(zhuǎn)為下降，當(dāng)油層壓力下降到低于維持油層定液產(chǎn)量的臨界壓力時(shí)，油層轉(zhuǎn)為定井底流壓生產(chǎn)，此時(shí)油層產(chǎn)液量可以表示為：

臨界壓力的計(jì)算方法為：

油井見(jiàn)水前，有qw=0，Wp=0，qL=qo，油層產(chǎn)液指數(shù)為常數(shù)。由（9）—（13）、（15）或（16）6個(gè)方程可依次求解得到qiw、Wiw、qo、Np、po、pw6個(gè)未知量，具體計(jì)算程序見(jiàn)圖1。

圖1 自流注水計(jì)算程序示意圖

見(jiàn)水時(shí)，由Buckley-Leverett水驅(qū)油理論可得[14]：

則見(jiàn)水時(shí)刻有

由油水相滲曲線數(shù)據(jù)可求得fw-Sw關(guān)系與fw′-Sw關(guān)系，進(jìn)而可求出fw′（Swf）值，再由（19）式可求得見(jiàn)水時(shí)刻的累計(jì)注水量Wiw(T)，從而可以判斷見(jiàn)水時(shí)間。

見(jiàn)水后，同理可得：

由油水相滲曲線數(shù)據(jù)可求得fw-Sw關(guān)系與fw′-Sw關(guān)系，然后由（21）式求得的fw′（Swo）可進(jìn)一步求得油井出口端含水率fw（Swo），則對(duì)應(yīng)見(jiàn)水后某一時(shí)刻的產(chǎn)水量與產(chǎn)油量為：

見(jiàn)水后，油層產(chǎn)液指數(shù)JL隨含水率變化而變化。由文獻(xiàn)[15]可知，見(jiàn)水后某一時(shí)刻油井的產(chǎn)液指數(shù)與含水率為0時(shí)的產(chǎn)液指數(shù)比值為：

由（24）式可求得見(jiàn)水后不同含水率下產(chǎn)液指數(shù)的變化。

油井見(jiàn)水后，由（9）式—（15）式（或（16）式）、（21）式—（24）式共11個(gè)方程以及相滲曲線數(shù)據(jù)可依次求得qiw、Wiw、JL、qL、fw、qo、Np、qw、Wp、pw、po11個(gè)未知量，具體計(jì)算程序見(jiàn)圖1。

由自流注水參數(shù)的求解過(guò)程可以看出，自流注水與人工注水的區(qū)別體現(xiàn)在（9）式，即自流注水的注水量由水層壓力、油層壓力的變化控制。

（9）式是關(guān)于qiw的非線性方程，可用牛頓迭代法進(jìn)行求解[16]。令F（qiw）為qiw的函數(shù)：

給F（qiw）=0設(shè)定一個(gè)初值解qiw(n=0)，則有：

設(shè)定誤差限為ε，若|qiw(n+1)?qiw(n)|≤ε，則qiw(n+1)是方程F(qiw）=0的解，即（9）式的解，于是得到任意時(shí)刻注水量大小。

根據(jù)以上原理，編制了自流注水計(jì)算程序，可計(jì)算自流注水過(guò)程中任意時(shí)刻的注水量、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量、水層壓力、油層壓力、累計(jì)注水量、累計(jì)產(chǎn)油量、累計(jì)產(chǎn)水量等參數(shù)。

2 自流注水計(jì)算方法應(yīng)用

2.1 實(shí)例計(jì)算

中東N油藏地處沙漠地區(qū)，地面水資源缺乏。在N油藏以上1 478.9 m處的M層發(fā)育有儲(chǔ)量豐富的水層（見(jiàn)圖2）。N油藏巖性為石英砂巖，非均質(zhì)性較弱；孔隙度18%～21%，滲透率（500～700）×10?3μm2；原始油藏壓力約39.34 MPa，飽和壓力約19.24 MPa，儲(chǔ)集層厚度15 m。水層儲(chǔ)量約為油層原油儲(chǔ)量的15倍；孔隙度約22.4%，滲透率約600×10?3μm2；原始水層壓力25.48 MPa。油層吸水指數(shù)116.74 m3/（d·MPa），產(chǎn)液指數(shù)104.87 m3/（d·MPa），水層產(chǎn)水指數(shù)137.16 m3/（d·MPa）。原始油藏壓力下原油體積系數(shù)為1.49，地層水黏度0.68 mPa·s，原油黏度約為0.90 mPa·s，地層原油壓縮系數(shù)24.5×10?4MPa?1，地層水壓縮系數(shù)5.66×10?4MPa?1，巖石壓縮系數(shù)8.73×10?4MPa?1。注采井網(wǎng)為排狀注水，井距500 m，排距500 m，井筒直徑0.177 8 m。油藏開(kāi)發(fā)要求最低壓力高于飽和壓力，因此生產(chǎn)井井底最低流壓pwf為20 MPa。

圖2 N油藏、M水層剖面圖

由油藏條件可知，油層和水層高孔高滲，非均質(zhì)性較弱，水層產(chǎn)水能力及油層吸水能力較強(qiáng)，且原油黏度較低，適合進(jìn)行自流注水開(kāi)發(fā)。將N油藏與M水層連通，當(dāng)水層與油層之間有足夠的壓差時(shí)，則M水層中的水通過(guò)井筒流入N油藏進(jìn)行能量補(bǔ)充（見(jiàn)圖3）。

圖3 N油藏自流注水示意圖

2.1.1 自流注水門限壓力計(jì)算

N油藏原始油層壓力為39.34 MPa，遠(yuǎn)高于飽和壓力19.24 MPa和原始水層壓力25.48 MPa，因此首先對(duì)油藏進(jìn)行彈性驅(qū)動(dòng)開(kāi)發(fā)，使油層壓力降低，水層和油層之間建立較大的壓差，然后進(jìn)行自流注水開(kāi)發(fā)。本算例中，當(dāng)油層壓力降低到不能保持穩(wěn)產(chǎn)的臨界壓力時(shí)開(kāi)始轉(zhuǎn)為自流注水開(kāi)發(fā)，由（17）式可得臨界壓力為23.79 MPa。此壓力即為開(kāi)始自流注水時(shí)的油層壓力poi。

計(jì)算時(shí)，穩(wěn)產(chǎn)期內(nèi)油層產(chǎn)量維持在397.5 m3/d。由自流注水門限壓力定義，開(kāi)始自流注水時(shí)，若要達(dá)到定產(chǎn)液量要求并維持注采平衡，注水量和產(chǎn)量應(yīng)為592 m3/d，其他參數(shù)為：油層吸水指數(shù)116.74 m3/（d·MPa），井筒與油層之間的注水壓差5.07 MPa，水層產(chǎn)水指數(shù)137.16 m3/（d·MPa），水層與井筒直接的產(chǎn)水壓差4.31 MPa，水層到油層的高度差1 478.9 m，井筒內(nèi)的摩擦損失為0.01 MPa，井筒水柱壓力14.48 MPa。將上述參數(shù)代入（7）式求自流注水門限壓力。

N油藏求得的自流注水門限壓力18.69 MPa，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于M水層壓力25.48 MPa，因此N油藏可以進(jìn)行自流注水開(kāi)發(fā)。

2.1.2 自流注水參數(shù)計(jì)算

利用編制的自流注水計(jì)算程序，對(duì)N油藏進(jìn)行自流注水參數(shù)計(jì)算，評(píng)價(jià)N油藏進(jìn)行自流注水的開(kāi)發(fā)效果。

計(jì)算得到5年內(nèi)注水量、產(chǎn)油量、油層壓力、水層壓力等參數(shù)隨時(shí)間的變化，并與Eclipse數(shù)值模擬模型的計(jì)算結(jié)果進(jìn)行對(duì)比（見(jiàn)圖4—圖5）。Eclipse模型中對(duì)于井筒內(nèi)的摩擦損失采用多段井模型進(jìn)行計(jì)算：

（28）式與本文計(jì)算摩擦損失的（4）式略有不同，因自流注水過(guò)程中井筒內(nèi)摩擦損失非常小，所以對(duì)計(jì)算結(jié)果的影響可忽略不計(jì)。由計(jì)算結(jié)果對(duì)比可知，本文的計(jì)算模型與Eclipse計(jì)算結(jié)果相近，表明本文建立的自流注水計(jì)算方法可靠。

N油藏彈性驅(qū)動(dòng)待油藏壓力降至23.79 MPa時(shí)，開(kāi)始實(shí)施自流注水。初始階段油層與水層壓差較大，自流注水量較大，因而油層壓力先小幅上升，然后由于注水量不斷降低，產(chǎn)液量保持不變，油層逐漸產(chǎn)生虧空，油層壓力緩慢衰減。油層壓力繼續(xù)保持在原始油層壓力60%以上2.92 a，水層壓力始終不斷下降（見(jiàn)圖4）。

圖4 自流注水油層壓力、水層壓力隨時(shí)間變化

圖5 自流注水油層產(chǎn)液量、注水量、產(chǎn)油量和產(chǎn)水量隨時(shí)間變化

自流注水剛開(kāi)始時(shí)注水量最大，為1 005.77 m3，然后由于油層壓力與水層壓力之間的壓力差逐漸減小，自流注水量逐漸遞減，油層維持定產(chǎn)油量1.78 a后開(kāi)始見(jiàn)水，見(jiàn)水后含水率迅速上升，產(chǎn)油量下降（見(jiàn)圖5）。5 a末自流注水累計(jì)產(chǎn)油量438 891 m3，累計(jì)產(chǎn)水量167 759 m3。

如不實(shí)施自流注水，油層僅靠彈性驅(qū)動(dòng)能量生產(chǎn)，則僅能維持穩(wěn)產(chǎn)0.6 a，自流注水在此基礎(chǔ)上可延長(zhǎng)穩(wěn)產(chǎn)期1.78 a（見(jiàn)圖6），提高采收率6.37%。

自流注水計(jì)算表明，從保持地層壓力、維持穩(wěn)產(chǎn)期及提高采收率角度考慮，N油藏自流注水開(kāi)發(fā)效果較好。

圖6 自流注水與彈性驅(qū)動(dòng)產(chǎn)油量對(duì)比

2.2 自流注水影響因素

2.2.1 水油儲(chǔ)量比

本算例中，水層儲(chǔ)量為油層儲(chǔ)量的15倍，假設(shè)水油儲(chǔ)量比分別為1、15、30、45、60、75、90、105、120時(shí)，利用自流注水程序進(jìn)行計(jì)算，研究不同水油儲(chǔ)量比對(duì)自流注水開(kāi)發(fā)效果的影響（見(jiàn)圖7）。

圖7 水油儲(chǔ)量比對(duì)自流注水穩(wěn)產(chǎn)期和采收率的影響

為考察不同水油儲(chǔ)量比對(duì)自流注水穩(wěn)產(chǎn)期的影響，將程序設(shè)置為定產(chǎn)油量生產(chǎn)。計(jì)算結(jié)果表明，隨水油儲(chǔ)量比的增大，自流注水穩(wěn)產(chǎn)期先是迅速增加，當(dāng)水油儲(chǔ)量比達(dá)到60以上，水油儲(chǔ)量比增大對(duì)穩(wěn)產(chǎn)期影響不大，此時(shí)，自流注水穩(wěn)產(chǎn)期大約5.46 a。

計(jì)算結(jié)果表明，隨水油儲(chǔ)量比增大，自流注水采收率先是迅速增加，同樣，當(dāng)水油儲(chǔ)量比達(dá)到60以上，水油儲(chǔ)量比增大對(duì)自流注水采收率影響不大，此時(shí)，自流注水采收率約為19.08%。

2.2.2 自流注水時(shí)機(jī)

本例中，對(duì)N油藏先進(jìn)行彈性驅(qū)動(dòng)開(kāi)發(fā)，當(dāng)油藏壓力降低到不能保持穩(wěn)產(chǎn)的臨界壓力（初始油藏壓力的60%）時(shí)，開(kāi)始轉(zhuǎn)為自流注水開(kāi)發(fā)。在水油儲(chǔ)量比為15的條件下，假設(shè)彈性驅(qū)動(dòng)開(kāi)發(fā)至油藏壓力降到初始油藏壓力的100%、90%、80%、70%、60%時(shí)開(kāi)始轉(zhuǎn)為自流注水開(kāi)發(fā)，對(duì)編制的自流注水程序略做改進(jìn)，同時(shí)考慮初期彈性驅(qū)動(dòng)與后期轉(zhuǎn)自流注水開(kāi)發(fā)兩個(gè)階段，研究自流注水時(shí)機(jī)對(duì)開(kāi)發(fā)效果的影響（見(jiàn)圖8）。

圖8 自流注水轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)對(duì)穩(wěn)產(chǎn)期和采收率的影響

由圖8可見(jiàn)，彈性驅(qū)動(dòng)轉(zhuǎn)自流注水時(shí)機(jī)越晚，對(duì)地層彈性能量的利用越充分，彈性驅(qū)動(dòng)+自流注水穩(wěn)產(chǎn)期也就越長(zhǎng)，彈性驅(qū)動(dòng)+自流注水采收率也越高。因此在滿足其他開(kāi)發(fā)要求的前提下，應(yīng)盡量推遲彈性驅(qū)動(dòng)轉(zhuǎn)自流注水的時(shí)機(jī)。但如果地層壓力下降太多，溶解氣析出會(huì)對(duì)開(kāi)發(fā)產(chǎn)生不利影響，因此，轉(zhuǎn)自流注水時(shí)機(jī)最晚應(yīng)該在地層壓力降到飽和壓力之前。

3 結(jié)論

自流注水要求水層和油層之間有足夠的壓力差，用于克服自流注水過(guò)程中水層與井筒之間的產(chǎn)水壓差、井筒內(nèi)的摩擦損失、井筒內(nèi)的水柱壓差以及井筒與油層之間的注水壓差，即水層壓力應(yīng)該高于自流注水門限壓力。

根據(jù)流體力學(xué)原理和油藏工程基本原理，建立了自流注水門限壓力的計(jì)算表達(dá)式；并給出了自流注水過(guò)程中注水量、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量、水層壓力、油層壓力、累計(jì)注水量、累計(jì)產(chǎn)油量等參數(shù)的計(jì)算方法，通過(guò)VB語(yǔ)言編制了自流注水計(jì)算程序。實(shí)例計(jì)算表明，該方法原理簡(jiǎn)單，計(jì)算結(jié)果合理可靠，能夠用于自流注水參數(shù)計(jì)算。

運(yùn)用自流注水計(jì)算程序進(jìn)行了自流注水影響因素分析。結(jié)果表明，在水油儲(chǔ)量比小于60時(shí)，自流注水穩(wěn)產(chǎn)期隨水油儲(chǔ)量比的增大而延長(zhǎng)，采收率隨水油儲(chǔ)量比的增大而增大，但水油儲(chǔ)量比超過(guò)60以后，水油

儲(chǔ)量比的影響不明顯；自流注水時(shí)機(jī)對(duì)油田開(kāi)發(fā)穩(wěn)產(chǎn)期和采收率有重要影響，彈性驅(qū)動(dòng)轉(zhuǎn)自流注水時(shí)機(jī)越晚，穩(wěn)產(chǎn)期越長(zhǎng)，采收率也越高。

符號(hào)注釋：

A——流動(dòng)區(qū)域截面積，m2；A0——井筒截面積，m2；a，b——單位換算系數(shù)，a取2.296 68×10?15，b取±1×10?6，水層在油層上部時(shí)b取負(fù)值，水層在油層下部時(shí)b取正值；Bo——原油體積系數(shù)，m3/m3；Boi——原始原油體積系數(shù)，m3/m3；Bw——水體積系數(shù)，m3/m3；Cto——油層綜合壓縮系數(shù)，MPa?1；Ctw——水層綜合壓縮系數(shù)，MPa?1；d——井筒內(nèi)徑，m；f——Fanning系數(shù)；fw——含水率，f；fw′——含水率的導(dǎo)數(shù)；g——重力加速度，m/s2；h——水層到油層的高度差，m；Iw——油層吸水指數(shù)，m3/（d·MPa）；JL——油層產(chǎn)液指數(shù)，m3/（d·MPa）；JL0——含水率為0時(shí)的產(chǎn)液指數(shù)，m3/（d·MPa）；Jw——水層產(chǎn)水指數(shù)，m3/（d·MPa）；Kro——油相相對(duì)滲透率；Krw——水相相對(duì)滲透率；L——注采井距，m；n——迭代步數(shù)；N——迭代截止步數(shù)；No——油層儲(chǔ)量，m3；Np——油層累計(jì)產(chǎn)油量，m3；Nw——水層儲(chǔ)量，m3；pc——油層臨界壓力，MPa；pf——井筒內(nèi)的摩擦損失，MPa；ph——井筒水柱壓力，MPa；po——油層壓力，MPa；pob——井筒與油層之間的注水壓差，MPa；poi——開(kāi)始自流注水時(shí)油層的壓力，MPa；pth——自流注水門限壓力，MPa；pw——水層壓力，MPa；pwb——水層與井筒之間的產(chǎn)水壓差，MPa；pwf——最低井底流壓，MPa；pwi——原始水層壓力，MPa；qc——油層定液產(chǎn)量，m3/d；qiw——自流注水注水量，m3/d；qL——油層產(chǎn)液量，m3/d；qo——油層產(chǎn)油量，m3/d；qth——自流注水門限注水量，即水層門限產(chǎn)水量，m3/d；qw——油層產(chǎn)水量，m3/d；Re——雷諾數(shù)，無(wú)因次；Sw——含水飽和度，f；Swf——水驅(qū)前緣含水飽和度，f；Swi——原始含水飽和度，f；Swo——采油井出口端含水飽和度，f；t——注水時(shí)間，d；T——見(jiàn)水時(shí)間，d；v——水在井筒中的流動(dòng)速度，m/s；Wiw——油層累計(jì)注水量，m3；Wiw(T)——油井見(jiàn)水時(shí)累計(jì)注水量，m3；Wp——油層累計(jì)產(chǎn)水量，m3；λ——水力摩擦系數(shù)，無(wú)因次；μo——原油黏度，mPa·s；μw——水黏度，mPa·s；ρw——地層水的密度，kg/m3；φ——油層孔隙度，%。

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（編輯 張敏 郭海莉）

Development mechanisms and influencing factors of dump flooding

Su Haiyang1,Mu Longxin1,Han Haiying1,Liu Yongge2,Li Bo1
(1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China;2.China University of Petroleum(East China),Qingdao 266580,China)

Aiming at the problem that the theory of dump flooding is not mature,this study examined the suitable reservoir conditions for dump flooding,defined the concept of “dump flooding threshold pressure” and its expression based on fluid mechanics and reservoir engineering fundamentals,and proposed the computing method of water injection rate,producing rate,water layer pressure,oil layer pressure,cumulative injection and cumulative production.It gave the corresponding computing program according to the proposed computing method,and made a case study and analyzed the factors affecting dump flooding using the program.The dump flooding computing methods are reasonable and applicable;when water reserve-oil reserve ratio is less than 60,production plateau extends with and oil recovery increases with the increase of water reserve-oil reserve ratio,when water reserve-oil reserve ratio is more than 60,the effect of the ratio of water reserve to oil reserve is negligible;the timing of dump flooding has a significant effect on production plateau and oil recovery,the later the dump flooding injection timing,the more completely the formation energy will be used,the longer the production plateau and the higher the recovery will be.

dump flooding;development pattern;threshold pressure;stable production duration;recovery rate;water injection timing

中國(guó)石油天然氣股份有限公司重大科技專項(xiàng)“中東地區(qū)碳酸鹽巖油藏整體優(yōu)化部署及提高采收率技術(shù)研究與應(yīng)用”（2011E-2501）

TE341

A

1000-0747(2015)05-0632-06

10.11698/PED.2015.05.10

蘇海洋（1986-），男，山東濟(jì)寧人，中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院博士研究生，主要從事油氣田開(kāi)發(fā)工程方面的研究工作。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號(hào)，中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院中東研究所，郵政編碼：100083。E-mail：shyshy@petrochina.com.cn

2014-08-31

2015-05-27