張順康，劉炳官，尤啟東，孫東升，金 勇

(1.中國(guó)石化江蘇油田勘探開(kāi)發(fā)研究院，揚(yáng)州 225009；2.中國(guó)石化江蘇油田分公司，揚(yáng)州 225009；3.中國(guó)石化江蘇油田開(kāi)發(fā)管理部，揚(yáng)州 225009)

注采比是反映油田注水開(kāi)發(fā)注采狀況、表征油藏注水開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)的一個(gè)關(guān)鍵性指標(biāo)。對(duì)于水驅(qū)開(kāi)發(fā)來(lái)說(shuō)，油藏的注采動(dòng)態(tài)與地層壓力狀況密切相關(guān)。目前，國(guó)內(nèi)不少人員在注采比方面開(kāi)展了相關(guān)研究。袁昭等[1]利用礦場(chǎng)統(tǒng)計(jì)的方法，結(jié)合油田在注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中的動(dòng)態(tài)資料研究了合理注采比；李程彤等[2]運(yùn)用物質(zhì)平衡方法確定了壓力恢復(fù)速度與地下注采液量差的關(guān)系；那雪芳等[3]通過(guò)建立注采比與產(chǎn)液量、含水率等之間的關(guān)系，確定了中西部地層的合理注采比；楊磊等[4]運(yùn)用物質(zhì)平衡方法對(duì)注采比進(jìn)行了預(yù)測(cè)和分析；賈英蘭等[5]結(jié)合封閉油藏物質(zhì)平衡方程，推導(dǎo)了階段注采比與累積產(chǎn)油量、地層壓力和含水率的關(guān)系式；范姝[6]應(yīng)用油藏工程方法，結(jié)合動(dòng)態(tài)資料研究了注采壓力系統(tǒng)的適應(yīng)性；付銘等[7]結(jié)合高含水期水驅(qū)特征曲線推導(dǎo)出了計(jì)算配水量新模型；耿站立等[8]建立了廣適水驅(qū)特征曲線在層狀水驅(qū)、底水驅(qū)或者兩種方式并存油田中的應(yīng)用方法；張志軍等[9]應(yīng)用注水開(kāi)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(cè)模型；楊國(guó)紅等[10]應(yīng)用油藏工程方法中廣泛使用的水驅(qū)特征曲線公式推導(dǎo)出了注采比隨含水率變化預(yù)測(cè)模型；彭得兵等[11]通過(guò)研究推導(dǎo)出了預(yù)測(cè)注采比變化規(guī)律水驅(qū)曲線；吳瓊等[12]推導(dǎo)出了預(yù)測(cè)注采比變化規(guī)律的數(shù)學(xué)模型。這些方法缺乏對(duì)無(wú)效注水的考慮，同時(shí)水驅(qū)曲線也存在一定的適用性[13]。此外，袁迎中等[14]、王鏈等[15]分別利用多元線性回歸和支持向量機(jī)對(duì)注采參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，但這些統(tǒng)計(jì)回歸類(lèi)的方法主要適合于驅(qū)替規(guī)律相對(duì)穩(wěn)定的階段。王雨等[16]運(yùn)用數(shù)值模擬法和Logisitic生命旋回?cái)?shù)學(xué)模型，研究了不同含水條件下油田的合理注采比；曹勛臣等[17]在數(shù)值模擬基礎(chǔ)上利用物質(zhì)平衡法研究了虧空油藏壓力恢復(fù)速度與注采比之間的關(guān)系；賴書(shū)敏等[18]基于油藏工程理論和數(shù)理優(yōu)化方法，建立了注采優(yōu)化調(diào)整的矢量開(kāi)發(fā)調(diào)整技術(shù)；劉賽等[19]結(jié)合動(dòng)態(tài)資料推導(dǎo)了不同含水率的注采比模型；王瑞[20]通過(guò)等效建立了多層合采油藏中一注多采井組剖面模型注采參數(shù)優(yōu)化方法。但這些方法主要適用于封閉油藏，對(duì)邊底水油藏的適用性較差。

1 C3斷塊概況

2 注水外溢研究

2.1 注水外溢時(shí)機(jī)的確定

為了研究邊底水油藏注水外溢對(duì)地層壓力恢復(fù)的影響，首先需要確定注水外溢的時(shí)機(jī)。對(duì)于邊底水油藏，在油田實(shí)施注水開(kāi)發(fā)的條件下，由物質(zhì)平衡方程，可得

NpBo+WpBw-WiBw=NBoiCt(pi-p)+WeBw

(1)

式(1)中：Np為累積產(chǎn)油量，104m3；N為地質(zhì)儲(chǔ)量，104m3；Wp為累積產(chǎn)水量，104m3；Wi為累積注水量，104m3；We為累積水侵量，104m3；pi為原始地層壓力，MPa；p為目前地層壓力，MPa；Boi為原始原油體積系數(shù)，f；Bo為目前原油體積系數(shù)，f；Bw為地層水體積系數(shù)，f；Ct為油層綜合壓縮系數(shù)，1/MPa。

累積水侵量：

NBoiCt(pi-p)]

(2)

對(duì)時(shí)間求導(dǎo)，得

(3)

式中：Qo為產(chǎn)油量，m3/a；Qw為產(chǎn)水量，m3/a；Qi為注水量，m3/a；Qe為水侵量，m3/a；t為時(shí)間，a。

從式(3)可以看出，在邊底水油藏不實(shí)施人工注水而使用天然能量開(kāi)發(fā)時(shí)，此時(shí)的水侵量大于0；而當(dāng)實(shí)施人工注水補(bǔ)充地層能量以后，地層壓力開(kāi)始逐漸恢復(fù)，到達(dá)某一時(shí)刻會(huì)出現(xiàn)水侵量小于0的情況，此時(shí)便出現(xiàn)了注水外溢。

表1 C3斷塊水侵量計(jì)算結(jié)果Table 1 Calculation results of water intrusion in C3 fault block

2.2 注水外溢的影響因素

2.2.1 油水黏度比的影響

分別計(jì)算油水黏度比為1、10、20、60、200時(shí)不同注采比條件下的注入水外溢情況。計(jì)算結(jié)果表明，相同注采比條件下，不同油水黏度比對(duì)注水外溢的影響較??；而相同油水黏度比條件下，不同注采比對(duì)注水外溢的影響十分明顯，如圖1所示。以油水黏度比10為例，在注采比為1.1時(shí)，注水外溢的比例只有8%左右，而注采比為1.9時(shí)，注水外溢的比例超過(guò)了45%。

圖1 注采比、油水黏度比對(duì)注水外溢的影響Fig.1 Influence of injection production ratio and oil-water viscosity ratio on water injection overflow

2.2.2 注水時(shí)機(jī)的影響

分別計(jì)算壓力水平為0.5、0.7、0.9時(shí)開(kāi)始注水條件下的注入水外溢情況。計(jì)算結(jié)果表明，在相同注采比條件下，不同壓力水平時(shí)實(shí)施注水對(duì)外溢的影響比較明顯；而相同注水時(shí)機(jī)條件下，不同注采比對(duì)注水外溢的影響也十分明顯，如圖2所示。以壓力水平為0.7時(shí)開(kāi)始注水為例，在注采比為1.3時(shí)，注水外溢的比例為9%，而注采比為2.1時(shí)，注水外溢的比例達(dá)到了40%。

2.2.3 邊水體積的影響

圖2 注采比、注水時(shí)機(jī)對(duì)注水外溢的影響Fig.2 Influence of injection production ratio andinjection timing on water injection overflow

圖3 注采比、邊水體積對(duì)注水外溢的影響Fig.3 Influence of injection production ratio and edge water volume on injection overflow

分別計(jì)算邊水體積為1、10、30、50、100 PV(PV為油藏孔隙體積)時(shí)注入水外溢情況。計(jì)算結(jié)果表明，當(dāng)邊水體積小于10 PV時(shí)，相同注采比條件下，不同邊水體積對(duì)外溢有一定的影響，當(dāng)邊水體積達(dá)到10 PV以上時(shí)，邊水的大小對(duì)注水外溢的影響可以忽略；而相同邊水大小條件下，不同注采比對(duì)注水外溢的影響仍然十分明顯，如圖3所示。以邊水體積10 PV為例，在注采比為1.1時(shí)，注水外溢的比例為7%，而注采比為1.9時(shí)，注水外溢的比例達(dá)到了44%。

2.2.4 注水井位置的影響

分別計(jì)算邊外注水、邊緣注水、邊內(nèi)注水三種條件下注入水外溢情況。計(jì)算結(jié)果表明，相同注采比條件下，這三種注水方式對(duì)注水外溢幾乎沒(méi)有影響；而相同水井位置條件下，不同注采比對(duì)注水外溢的影響同樣十分明顯，如圖4所示。當(dāng)注采比在1.1～1.9變化時(shí)，注水外溢的比例從7%升到了46%。

圖4 注采比、水井位置對(duì)注水外溢的影響Fig.4 Influence of injection production ratio andwell location on injection overflow

2.2.5 地層傾角

分別計(jì)算地層傾角為5°、10°、15°、20°、25°時(shí)注入水外溢情況。計(jì)算結(jié)果表明，當(dāng)?shù)貙觾A角小于10°時(shí)，相同注采比條件下，地層傾角對(duì)注水外溢有一定的影響，當(dāng)?shù)貙觾A角大于10°時(shí)，地層傾角對(duì)注水外溢的影響可以忽略；而相同地層傾角條件下，不同注采比對(duì)注水外溢的影響仍然十分明顯，如圖5所示。以地層傾角5°為例，當(dāng)注采比在1.1～1.9變化時(shí)，注水外溢的比例從5%變到了45%。

圖5 注采比、地層傾角對(duì)注水外溢的影響Fig.5 Influence of injection production ratio and formation dip angle on water injection overflow

2.3 注水外溢定量表征

y=55.978lnx+9.909 1

(4)

式(4)中：y為注水外溢比例，%；x為年注采比，f。

從圖6中可以看出，該油藏注水外溢比例與年注采比相關(guān)性較好。隨著注采比的增加，外溢比例也同步增加。

圖6 年注采比與注水外溢量的關(guān)系Fig.6 Relationship between annual injection production ratio and water injection overflow

圖7 年注水與年有效注水對(duì)比Fig.7 Comparison of annual water injection and annual effective water injection

圖8 油藏地層壓力水平統(tǒng)計(jì)Fig.8 Reservoir formation pressure level statistics

3 合理注采比研究

由式(3)得

(5)

在地層壓力變化保持在允許的范圍內(nèi)，可以表地層原油體積系數(shù)看作常數(shù)，即Bo≈Boi，根據(jù)注采比IPR的定義：

(6)

地下采液量Ql=QoBoi+QwBw，式(5)可變?yōu)?/p>

(7)

從圖9可以看到，在不考慮注水外溢時(shí)，同一采液速度條件下，隨著注采比的增加，地層壓力恢復(fù)速度也同步增加。而在考慮注水外溢的條件下，當(dāng)注采比在1.8左右時(shí)，地層壓力恢復(fù)速度才能達(dá)到最大值。當(dāng)注采比小于1.4或者大于2.2的時(shí)候，地層壓力恢復(fù)的速度是小于0的。也就是說(shuō)，盡管此時(shí)的注采比大于1，地層壓力卻處于不斷下降的狀態(tài)。

圖9 不同條件下地層壓力恢復(fù)速度Fig.9 The recovery rate of formation pressure at different conditions

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

5 結(jié)論