存水率新方法评价注水开发效果研究

张文 刘赛 王熹 李占东 张海翔

摘 要：从存水率的定义出发，给出计算存水率的两种计算方法。首先，根据丙型水驱规律曲线，推导出存水率的计算方法，绘制出存水率理论图版，由实际存水率值与理论图版关系评价注水利用情况；其次，通过物质平衡、注水和水侵关系计算得到驱动指数，将驱动指数法计算存水率值应用到油田实际生产中，分析开发效果，两种驱动指数法计算的存水率，排除了边底水的干扰，能正确表征注水利用率状况。

关 键 词：牛心坨油田；存水率；驱动指数；水驱规律曲线

中图分类号：TE 357 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2015）07-1687-03

New Water Storage Rate Calculating

Methods for Evaluating Waterflooding Effect

ZHANG Wen1，LIU Sai1，WANG Xi1，LI Zhan-dong1， 2，ZHANG Hai-xiang1， 2

（1. Northeast Petroleum University， Heilongjiang Daqing 163318， China；

2. EOR Key Laboratory of Ministry of Education， Northeast Petroleum University， Heilongjiang Daqing 163318， China）

Abstract： Starting from the definition of water storage rate， two methods to calculate the water storage rate were put forward. First， according to type C water-drive curve， the storage rate calculation method was deduced， and water storage rate theory plate was drawn， water utilization capability was evaluated by the relationship between actual storage rate value and the theoretical chart. Secondly， the water driven index was calculated by the relationship among material balance， water injection and water invasion. The water storage rate values calculated by water drive index were used in actual oilfield production， and then the development effectiveness was analyzed. These two water storage rate calculation methods can exclude the interference of edge and bottom water to properly characterize water utilization condition.

Key words： Niuxintuo oilfield； Water storage rate； Drive index； Water flooding rule curve

累積存水率是指地下存水量（累注水减去累产水）与累积注水量之比。在矿场实际生产过程中，需要对注水开发效果进行评价，来反映油田注水能量利用情况。而存水率可作为综合评价注水效果的重要指标。存水率值与多种因素有关，包括注水量、产水量、注采比、油田压力保持状况、含水率的高低以及岩石及流体的压缩系数等参数值[1]。传统存水率计算方法不适合于有边底水侵入的油田，这是因为：当储层不封闭时（断层渗透性好或者有裂缝），造成注入地下油藏中的水外溢，当油藏有露头或者底水锥进时，产生驱动效应的不全为注入水，当油藏射开层位为水层时，就会有层间水产出，造成计算存水率值增大或减小，表现出注入水利用率升高或降低的假象[2]。本文提出两种驱动指数法来计算存水率，排除了边底水的干扰，能正确表征注水利用率状况。

1 水驱规律曲线图版法评价存水率

存水率定义为累计注水量（阶段注水量）与累计产水量（阶段产水量）之差与累计注水量（阶段注水量）之比，表征地下储层的注水利用率状况[3，4]。在油藏注水开发中，随着原油的采出，产水量越来越高，油田综合含水逐渐上升，其中产出水中的很大一部分来自于人工注水，油田开发时间越长，人工注水所占比例越大，地下存水率越小，地层能量保持状况变差，水驱油效果就会变差。

根据存水率定义可得表达式为：

（1）

累计注采比表达式为 （2）

牛心坨油田上层系已进入高含水期，优选出丙型水驱规律曲线来表征累产液量与累产油量的关系。丙型水驱规律曲线的表达式为：

（3）

丙型水驱规律曲线累产油与含水率的关系为：

（4）

由含水率定义得：

将（2）、（3）、（4）式代入（1）式，整理得：

（5）

从（5）式可以看出，累计存水率和含水率、注采比、丙型水驱规律曲线回归系数A有关。在注采平衡条件下，即当无边底水入侵、边界封闭无外溢、岩石不可压缩、油水两相流时，当注采比一定时，采出量和含水率越高，产水量越多，存水率越小，水驱开发效果越差；对应同一含水率油藏，注采比越大，存水率越大，水驱开发效果越好[5]。

根据油田实际生产资料得到丙型水驱规律曲线表达式为 （图1），因此A=1.731 5，将其代入（5）式即可求得不同注采比条件下，对应含水率的存水率值（图2）。

图1 丙型水驱规律曲线回归关系式

Fig.1 Type C water drive curve regression relationship

牛心坨油田NI-NIII砂体开发初期，含水<20%，处于低含水期，由图2看出，实际存水率高于理论值，而储层还未采取酸化、压裂等增产措施，实际注采比保持在0.6左右，表明开发初期注入水有溢出或储层连通性差；当 时，注采比保持在1.6左右，實际存水率接近理论值，注水开发效果较好；当 时，注采比为1.8，实际存水率低于理论值，表明有边底水侵入或有夹层水产出[6]。

综上所述，总结实际存水率低于理论值的原因包括两个方面：第一，油田开发初期，由于边水侵入、底水锥进增加了除注入水以外的驱动能量，层间水的产出等都会造成产水量升高的假象，而实际人工注水量较小，因此计算所得存水率值偏低；第二，由于油田开发初期降压开采时，注采比远小于1，注采不平衡，累积存水率也偏低。

图2 存水率图版

Fig.2 Water storage rate chart

总结实际存水率高于理论值的原因包括四个方面：第一，油藏能量较低处于亏空阶段时，注采比大于1；第二，注入水沿不封闭边界溢出；第三，由于酸化、压裂、堵水、调剖、提液换大泵等措施扩大了水驱波及体积及动用程度，改善了开发效果；第四，储集层之间由于砂体变差、物性变差等因素导致不连通，注水未起到驱替作用。因此，当实际存水率偏高时，需判断储层压力是否亏空以及注采比是否大于1，如果存水率高，压力也高，则储层之间不连通，否则，存水率下降减慢或曲线上翘，需综合考虑油水井增产措施效果[7]。

2 驱动指数法计算存水率

油藏采出液驱动包括弹性驱动、人工注水驱动、天然边底水等能量，各自贡献的相对大小用驱动指数来表示，故由于人工注水所取出的累产水量等于累产水量乘以人工注水驱动指数[8]。

（6）

2.1 物质平衡法计算驱动指数

通常当驱动指数法计算的存水率相对差值小于5%，且天然水驱驱动指数与人工注水驱动指数相加大于0.9时，方法较可靠，可用来评价注水利用情况。

根据油藏实际生产动态数据和物质平衡法可求得天然累积水侵量，进而求得各自驱动指数。

（7）

（8）

（9）

式中：N为原始地质储量，104m3；Np为累积产油量，104m3；Bt为原油两相体积系数，m3/（sm3）； 为有效地层压力降，MPa；Bti为原始原油两相体积系数，m3/（sm3）；Bg为气体的体积系数，m3/（sm3）；Rp为累积生产气油比，sm3/m3；Rsi为原始溶解气油比，sm3/m3；Cw为水的压缩系数，MPa-1；Cf为岩石的压缩系数，MPa-1；Swi为束缚水饱和度；Ze1为天然水驱动指数；Zi1为人工注水驱动指数[9]。

2.2 水压驱动法计算驱动指数

当油田处于产量递减阶段时，由于岩石及流体的弹性释放的能量以达到极限，可排除弹性驱动的影响，注水开发后，油藏压力始终高于饱和压力，排除溶解气驱及气压驱动的可能，油藏倾角较小，无重力驱动能量，油藏只有刚性水压驱动能量[9，10]。

天然水侵驱动指数为： （10）

人工注水驱动指数为： （11）

3 实际应用

根据牛心坨油田NI-NIII砂体生产数据，通过（7）式计算得天然水侵量We，分别将We，Wi代入（8）式、（10）式、和（9）式、（11）式得到两种方法计算的人工注水驱动指数和天然水侵驱动指数，再将计算得到的驱动指数代入（6）式，即可得到存水率（表1）。

根据计算结果可以看出，天然水驱动指数与人工注水驱动指数之和均大于0.95，表明油藏其他驱动能量所占比例较小，水压驱动法与物质平衡法计算存水率相对差值均小于2.6%，均在5%以内，结果可用于指导开发效果评价。

图3 存水率与采出程度关系曲线

Fig.3 Water storage rate and oilfield recovery curve

表1 驱动指数法计算存水率

Table 1 Water storage rate calculated by water drive index

年份 采出程度，% Wi Wp We Ze1 Zi1 Ze2 Zi2 C1 C2 相对差值，%

1998 3.38 36.50 11.82 1.86 0.044 0.926 0.055 0.945 70.03 69.19 1.20

1999 3.67 42.30 15.65 1.96 0.040 0.927 0.052 0.948 65.69 64.63 1.61

2000 4.06 50.28 20.89 2.23 0.039 0.930 0.053 0.947 61.37 60.22 1.89

2001 4.50 59.24 26.64 2.42 0.036 0.935 0.049 0.951 57.97 56.80 2.02

2002 4.98 70.36 33.42 2.97 0.038 0.950 0.044 0.956 54.88 54.42 0.83

2003 5.61 85.25 41.70 3.12 0.034 0.964 0.042 0.958 52.36 52.82 0.86

2004 6.39 101.53 50.71 3.17 0.029 0.967 0.039 0.961 50.70 51.56 1.67

2005 7.06 116.47 59.37 3.52 0.028 0.969 0.040 0.960 49.27 50.52 2.48

2006 7.72 132.29 68.30 3.54 0.025 0.972 0.035 0.965 48.73 49.71 1.98

2007 8.45 147.78 77.05 3.64 0.023 0.975 0.030 0.970 48.49 49.12 1.28

2008 9.23 163.11 86.28 3.71 0.022 0.977 0.029 0.971 47.57 48.28 1.45

2009 9.95 179.43 96.44 3.95 0.021 0.979 0.026 0.974 46.76 47.41 1.37

2010 10.65 195.86 106.77 4.05 0.020 0.979 0.024 0.976 46.08 46.59 1.10

2011 11.39 212.68 117.82 4.09 0.018 0.981 0.022 0.978 45.09 45.65 1.23

2012 12.23 233.14 132.03 4.40 0.018 0.982 0.022 0.978 43.66 44.42 1.70

2013 13.07 254.29 146.94 4.76 0.018 0.982 0.020 0.980 42.35 43.28 2.13

2014 13.58 267.51 156.76 5.16 0.018 0.982 0.019 0.981 41.44 42.51 2.53

根據存水率与采出程度关系曲线得出，牛心坨上层系NI-NIII砂体开发初期，存水率随采出程度的增加迅速递减，而后存水率缓慢递减，表明随着注水开发的进行，目前井网条件下，水驱开发效果越来越差，若要实现油藏稳产或增产，需要优化注采结构、完善注采井网系统，可采取细分压裂、油井细分堵水、水井调剖、厚油层补孔调整、厚油层内周期注水、精细调整分注和完善单砂体注采关系等调整挖潜措施，并合理利用天然能量，已达到稳油控水目的，改善开发效果[11]。 （下转第1692页）