王麗影，周 震，陳世紀，李 明，薛云鑫

(延安大學 石油工程與環(huán)境工程學院，陜西 延安 716000)

鄂爾多斯盆地低滲/特低滲儲層具有豐富的油氣資源，目前已經(jīng)進行了40余年的規(guī)模開發(fā)，隨著開采的進行，大量的油水同層生產(chǎn)井投入開發(fā)。不同于常見油層生產(chǎn)井的含水率從0開始，呈凸型、S型或凹型上升[1-3]。油水同層生產(chǎn)井開井即擁有較高的含水率，并在很長一段時間內(nèi)含水率保持穩(wěn)定。一些學者在評價注水效果時也發(fā)現(xiàn)了常規(guī)用于評價注水利用率的計算公式，如水驅(qū)指數(shù)、存水率、耗水率等在評價生產(chǎn)井時嚴重失真，高博禹等[4]和聶仁仕等[5]通過定義廣義存水率，解決了邊底水水侵油藏計算結果失真的問題。楊二龍等[6]和蔡厥珩等[7]將相滲曲線擬合結果代入存水率公式應用于常規(guī)油藏高含水期指標預測，高濤等[8]發(fā)現(xiàn)了傳統(tǒng)的注水評價方法在油水同層井上的適用性較差，并在應用預測公式時，結合甲型水驅(qū)特征曲線和巖心相滲曲線特征，將童氏圖版的統(tǒng)計常數(shù)進行了修正，但沒有矯正存水率等評價指標，未從根本上解決失真的問題。

本文針對F井區(qū)油水同層生產(chǎn)井進行生產(chǎn)特征分析，發(fā)現(xiàn)此類井在生產(chǎn)初期會產(chǎn)出大量的伴生水，在應用常規(guī)存水率、耗水率等公式進行注水效果評價時，如果不消除伴生水的影響，就會造成計算結果失真，因此，準確扣除伴生水的影響成為解決問題的關鍵。進一步分析水驅(qū)油機理，研究油水同層生產(chǎn)井含水率變化特征及變化原因，提出了根據(jù)油井見水時間確定生產(chǎn)井產(chǎn)出注入水量，并進行注水效果評價指標修正，并將修正后的評價指標用于F井區(qū)油水同層生產(chǎn)井的開發(fā)效果評價，評價結果符合油田開發(fā)實際。

1 F井區(qū)油井開采特征

1.1 工區(qū)概況

F井區(qū)位于陜西省延安市，屬于鄂爾多斯盆地特低滲油田，工區(qū)面積14.42 km2。2006年開始注水開發(fā)，目前共有注水井36口，生產(chǎn)井159口。沉積微相主要為分流河道，邊底水不發(fā)育，儲層為油水同層。儲層平均孔隙度10%，平均滲透率0.11×10-3μm2，地層原油黏度6.912 mPa·s，油氣比為12，壓恢試井導壓系數(shù)0.629 cm2/s，原始地層壓力5.0 MPa，平均注水壓力6.5 MPa。生產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)油0.51 t，平均初始含水率71%，開井即擁有較高的含水率，目前平均單井日產(chǎn)油0.06 t，綜合含水率82%。

1.2 開采特征

本區(qū)塊注采井組生產(chǎn)井典型開采特征曲線如圖1所示，油水同層井生產(chǎn)開發(fā)過程分3個階段，第I階段為自然遞減階段，該階段生產(chǎn)井產(chǎn)油量呈衰竭式遞減，遞減率較大，含水率基本穩(wěn)定，約為67%；第II階段為注水見效階段，此階段產(chǎn)油量遞減速度減緩并趨于穩(wěn)定，含水率出現(xiàn)較明顯的波動，但平均含水率較第Ⅰ階段的變化不大，約為65%。第III階段為油井見水階段，此階段含水率突然增高(圖1中含水率從63%突增至82%)，產(chǎn)油量下降，并且隨著注入水的推進，含水率逐漸升高。

圖1 F井區(qū)注采井組典型生產(chǎn)特征曲線

1.3 水驅(qū)機理分析

為了弄清油水同層生產(chǎn)井含水率變化的原因，分析油井產(chǎn)出水的來源，進行水驅(qū)油機理分析。由于儲層為油水同層，儲層中本身含有可以流動的伴生水，且儲層親水，伴生水分布于小孔喉或大孔喉的邊角隅中，在開采前處于分散狀態(tài)，如圖2A中尚未動用區(qū)所示。當生產(chǎn)井開始生產(chǎn)時，生產(chǎn)井井底形成低壓區(qū)，可流動的伴生水和可流動的原油在地層壓力的驅(qū)替下流入生產(chǎn)井并采出地面，儲層原始含水飽和度越大，可流動的伴生水越多，生產(chǎn)井采出的水就越多，初期含水率就較高。本區(qū)塊原始含水飽和度均高于50%，故初始含水率較高，如圖1所示，初始平均含水率71%。在開采初期，生產(chǎn)井周圍雖然有注水井，但注入水前緣尚未到達生產(chǎn)井動用區(qū)域，如圖2A所示。注入水波及區(qū)和生產(chǎn)井動用區(qū)之間存在尚未動用區(qū)，生產(chǎn)井動用區(qū)內(nèi)伴生水在地層壓差的作用下形成水流通道，流向生產(chǎn)井，此時油井產(chǎn)出水主要為生產(chǎn)井動用區(qū)的伴生水，產(chǎn)水率較為穩(wěn)定，尚未動用區(qū)的伴生水自然分散于油藏內(nèi)部，沒有形成有效的水流通道，不參與流動，生產(chǎn)井處于開采的第I階段，油井產(chǎn)量呈衰竭式遞減。隨著開采的進行，注入水前緣到達生產(chǎn)井動用區(qū)域并繼續(xù)向前推進，如圖2B所示。生產(chǎn)井的生產(chǎn)特征開始受到注入水的影響，生產(chǎn)開采進入第II階段，注入水開始為生產(chǎn)提供驅(qū)油能量，生產(chǎn)井由于受到能量補充，產(chǎn)油量遞減速度減緩并趨于穩(wěn)定，注水見效。注入水在驅(qū)動地層油開采的同時也驅(qū)動伴生水的流動，受儲層非均質(zhì)性的影響，含水率波動較大，此時油井產(chǎn)出的仍然主要為伴生水。隨著開采的進行，注入水前緣最終推進到生產(chǎn)井井底，進入了生產(chǎn)開采的第Ⅲ階段，如圖2C所示。生產(chǎn)井見水，含水率突然增大，并且隨著注入水的推進，含水率逐漸升高，此時生產(chǎn)井的產(chǎn)水主要來自注入水。由于注入水形成了滲流的優(yōu)勢通道，產(chǎn)油量開始降低，最終降低到極限產(chǎn)油量后關井。由上面分析可以看出，在前2個階段，生產(chǎn)井采出的水主要是油層伴生水，只有注入水前緣推進到生產(chǎn)井井底后，生產(chǎn)井才開始采出注入水。要區(qū)分生產(chǎn)井采出的水是油層伴生水還是水井的注入水，必須明確生產(chǎn)井的見水時間。

圖2 F井區(qū)油水同層生產(chǎn)井注采井組水驅(qū)油過程示意圖

1.4 見水時間

見水時刻是指在注水開發(fā)井網(wǎng)中，注入井中的注入水最先到達生產(chǎn)井井底的時刻，即油井采出注入水的時刻。對于無伴生水的常規(guī)油井，生產(chǎn)井投產(chǎn)時不產(chǎn)水，此時的見水時刻很好確定，即生產(chǎn)井開始采出水的時刻即為見水時刻。但是，對于含有伴生水的油水同層生產(chǎn)井，見水時刻很難確定。以F井區(qū)為例，區(qū)塊生產(chǎn)井開井即產(chǎn)水，平均初始含水率71%。但此時的產(chǎn)水不是注入水，不能從此時算見水時刻。必須結合油井生產(chǎn)特征，認真研究生產(chǎn)特征曲線才能準確確定見水時刻。如圖1所示，該生產(chǎn)井組于2006年1月投入注水開發(fā)，初始含水率71%，隨著開采的進行，含水率略微下降，在67%上下波動，并在注水見效階段劇烈波動，但此時的產(chǎn)水主要來自伴生水，油井依然未見注入水。在2018年2月，含水率突然從63%上升為82%，并持續(xù)穩(wěn)定上升，此時可以判定油井見水，故該井的見水時刻為2018年2月。

油井見水時間一般是指注采井組中，從注入井注水開始，到生產(chǎn)井井底見水為止，這個時間段的長度。生產(chǎn)井越晚見水，注入水在地層中運移的時間越長，越有利于驅(qū)油。統(tǒng)計本區(qū)塊已見水生產(chǎn)井的見水時間如表1所示，生產(chǎn)井見水時間8.0～12.2 a不等，平均見水時間為10.7 a，由于地層滲透率較低，注入水在10 a后才能從生產(chǎn)井中采出，所以本區(qū)塊注入水在地下停留時間較長，能夠較好地起到驅(qū)油作用。

表1 F井區(qū)長6層已見水生產(chǎn)井見水時間統(tǒng)計表

2 注水開發(fā)效果評價

進行注水開發(fā)后，注入水能夠起到多大的驅(qū)油效果是油田最關心的事情。衡量注水能量利用效率高低的指標很多，常見的有存水率、耗水率和水驅(qū)指數(shù)[9]。在這3個指標計算中，都用到“產(chǎn)水量/累積產(chǎn)水量(或含水率)”，針對開井即高含水的油水同層生產(chǎn)井，如何準確校核產(chǎn)水量(或含水率)是準確評價注水開發(fā)效果的關鍵。

2.1 存水率

存水率是注入水留存在地層中的比率，一般用公式(1)計算：

(1)

式中：Wf為存水率；Wi為累積注水量(m3)；Wp為累積產(chǎn)水量(m3)。

直接應用該公式評價油水同層生產(chǎn)井，繪制存水率Wf和采出程度R關系曲線(如圖3)。存水率一開始是負值，隨著采出程度的增加而增加，變化范圍為-0.82～0.4。油藏工程教材及文獻研究表明[3-8，10-12]，存水率一般從1開始減小，隨著采出程度的增加而減小，變化范圍在0～1之間。顯然，直接應用校正前公式計算存水率不符合開發(fā)規(guī)律，用其來評價注水開發(fā)效果沒有任何意義。

研究存水率的定義發(fā)現(xiàn)，存水率是指累積注水量扣除被生產(chǎn)井采出的注入水后剩余存于地層中的注入水量占累積注水量的比率，故這里“累積產(chǎn)水量”應該是“累積產(chǎn)出的注入水量”，對于油水同層生產(chǎn)井來說，應該是累積產(chǎn)水量扣除采出的伴生水量后剩余的部分。故油水同層生產(chǎn)井的存水率公式需修改為公式(2)的形式，否則會出現(xiàn)存水率為負值的假象。

(2)

式中：Wb為油層伴生水累積產(chǎn)量(m3)，其余符號意義同公式(1)。

用校正后公式(2)計算本區(qū)塊存水率，繪制存水率和采出程度關系如圖3中校正后存水率曲線。油田存水率一開始為1，隨著開采的進行，生產(chǎn)井見水，存水率慢慢降低，目前區(qū)塊采出程度18%，存水率80%，符合存水率變化規(guī)律，能夠較真實地反映注入水的利用效率。

圖3 F井區(qū)注采井組校正前后存水率與采出程度關系曲線

2.2 耗水率

耗水率是指每采出1 t原油所伴隨采出的水量，耗水率低說明注入水利用率高，耗水率越大，說明地下原油越難采出。常規(guī)油層用公式(3)來計算耗水率。同樣的道理，這里的累積產(chǎn)水量應該是累積產(chǎn)出的注入水量。故該公式應用在油水同層生產(chǎn)井中時，需要修訂為公式(4)。

(3)

(4)

式中：h為耗水率；NP為累積產(chǎn)油量(m3)；其余符號意義同公式(1)、公式(2)。

分別用校正前后公式計算本區(qū)塊耗水率，繪制耗水率和采出程度R的關系曲線如圖4所示。使用校正前公式(3)計算時，初始耗水率為2.88，隨著開采的進行，耗水率先緩慢降低再緩慢增加。油藏工程教材及文獻研究表明[3，6-8，10，13]，初始耗水率一般為0，隨著采出程度的增加而增加，顯然，直接應用校正前公式計算的耗水率不符合開發(fā)規(guī)律，無法用其來評價注水開發(fā)效果。使用校正后公式(4)計算，區(qū)塊初始耗水率為0，油井見水后，耗水率迅速增大，即采油難度增大，目前區(qū)塊耗水率0.98，即每采出1 m3油需要消耗0.98 m3水。

圖4 F井區(qū)注采井組校正前后耗水率與采出程度關系曲線

2.3 水驅(qū)指數(shù)

水驅(qū)指數(shù)是指每采出1 m3地下體積的原油時地下的存水量。根據(jù)水驅(qū)指數(shù)定義，得到水驅(qū)指數(shù)與含水率及注采比的關系如式(5)，同樣的道理，該公式所說的存水量應該指的是注入水的存水量，在應用該公式評價油水同層生產(chǎn)井時，需要修訂為公式(6)。

(5)

(6)

式中：SPG為水驅(qū)指數(shù)；Z為注采比，無因次；B0為換算系數(shù)，無因次，本區(qū)塊取1.02；fw為油井含水率，小數(shù)；fwb為油田伴生水含水率，fwb=油井產(chǎn)伴生水量/油井產(chǎn)液量，小數(shù)；分別用校正前后公式計算本區(qū)塊水驅(qū)指數(shù)，繪制水驅(qū)指數(shù)和采出程度R的關系曲線如圖5所示。使用校正后公式更能反映儲層真實狀況，隨著區(qū)塊累積注采比的增大，水驅(qū)指數(shù)從0.41增大到1.24，目前區(qū)塊水驅(qū)指數(shù)為1.24。

圖5 F井區(qū)注采井組校正前后水驅(qū)指數(shù)與采出程度關系曲線

3 結論

F井區(qū)邊底水不發(fā)育，儲層為油水同層，生產(chǎn)井開井即中高含水，生產(chǎn)開發(fā)過程分為自然遞減期、注水見效期和油井見水期3個階段，前2個階段產(chǎn)水主要是油田伴生水，油井見水后才產(chǎn)出注入水。根據(jù)常規(guī)公式計算存水率、耗水率和水驅(qū)指數(shù)等指標來評價注水開發(fā)效果時，存在嚴重失真現(xiàn)象，失真原因是受油井產(chǎn)出伴生水的干擾。故在計算注水開發(fā)指標時，要將油井產(chǎn)水量區(qū)分為“產(chǎn)出伴生水量”和“產(chǎn)出注入水量”，根據(jù)油井見水時間區(qū)分二者大小，將計算公式中的“產(chǎn)水量”修訂為“產(chǎn)出注入水量”后再進行評價，評價結果才能較真實地反映注入水利用效率。本區(qū)塊生產(chǎn)井平均見水時間10.7 a，根據(jù)修訂后的計算公式評價該區(qū)塊注水開發(fā)效果，目前區(qū)塊采出程度18%，存水率為80%，耗水率為0.98，水驅(qū)指數(shù)為1.24，注水利用率較高。