断块油藏注采系统评价方法与应用

石 莉 莉

（中石化河南油田分公司第一采油厂， 河南 南阳 474780）



断块油藏注采系统评价方法与应用

石 莉 莉

（中石化河南油田分公司第一采油厂， 河南 南阳 474780）

我国大部分注水开发油田已经进入特高含水期，为了实现稳油控水，寻找合理的注入压力水平，针对魏岗某断块油藏注采系统，从井网储量动用程度、井网密度、注采比评价、压力保持水平四个方面入手，借助油藏数值模拟技术和油藏工程方法，分析了整个断块注采系统的情况，确定了注采压力系统合理组合，对现场注采比调整具有一定的指导作用。

地层压力；水油比；注采比；数学模型；注采结构调整

目前，国内大多数注水油田进入中高含水期开发阶段，开发难度日益增大，如何实现稳油控水成为油田亟待解决的难题[1-3]。目前大多数油田依靠提液实现稳产，会导致含水率的增加；同时，为了做到稳油控水，也在寻找地层的合理压力保持水平和合理注采关系组合，以往油田生产主要凭借经验来确定，缺乏一种行之有效的定量方法[4-6]。

本文利用油藏工程方法与数值模拟方法，结合经验公式，给出了评价注采系统调整方法，并应用于魏岗某断块油田，结果证明该方法对于确定注水政策有一定的指导意义和实用价值。

1　井网适应性评价

魏岗油田开发初期以稀井网、大井距，少井、高产为原则，进行井网部署，根据魏岗油田的实际情况，采用了不均匀的三角形井网，平均井距300米左右。通过油藏工程方法，结合油田动静态特征，分别对一二区复杂断块区、边水区、主体区进行井网适应性评价，评价指标包括水驱动用程度、水驱控制程度、多向连通厚度比等。

（1）水驱储量控制程度

水驱储量控制程度是指注入水所能够波及到的含油面积的储量与其总储量的比值，计算时一般采用采油井射开有效厚度与射开总有效厚度之比值。水驱控制程度会影响到油田储量动用程度和采油速度等开发指标。在对油田进行剩余油挖潜时，水驱控制程度是影响油田开发决策的重要指标。

根据各主力层射孔情况统计，以水井为中心，建立连通库，计算水驱控制程度，见图1。

图1　魏岗某油田各区域水驱控制程度Fig.1 The degree of water flooding control in Weigang oilfield

目标区块水驱控制程度较低，仅为 69.70%，根据石油与天然气标准油田开发水平分级，属于二类，控制程度较低。一二区中复杂断层区、主体区及边水区控制程度分别为 59.54%、80.13%及62.79%，复杂断层区由于油水井断失、断层阻隔等原因，油水井连通性较差，控制程度低，主体区相对其他区域，油水井连通较好，控制程度相对较高，但仍有提高控制程度潜力。

（2）水驱储量动用程度

水驱储量动用程度是总吸水厚度（生产井）与总射开厚度（注水井）的比值，根据目标区块吸水剖面测试资料，计算可知，该区块水驱储量动用程度为67.16%，可见该区块有约三分一储量未动用，仍有很大的剩余油挖潜价值。

（3）井网连通程度

根据射孔资料，以水井为中心，建立油水井连通库，计算多向连通受效比例，分析油水井连通情况，多向受效比例高，井网注采系统完善，开发效果越好。

连通受效比例均为其连通数的油井有效厚度和与油井射孔层有效厚度和的比值。受效连通情况见图2。

图2　各类型连通受效比例Fig.2 Each type percentage of connected oilfield

目标区块与水井不连通的油井射孔厚度比例为 30.23%，比例较大，多向受效有效厚度比例为22.32%，可见，井网注采系统不够完善，具有调整潜力。其中，主体区、断层区、边水区多向受效及双向受效比例分别为64.56%、44.54%、54.69%，主体区多向受效比例较高，目标区块属于复杂断块油田，受断层影响，

靠近断层及边水附近，油水井连通性较差，断层区不受效和单向受效的厚度占到了 55.46%，井网控制程度低。

目标区块受断层影响，油井受效方向单一，现井网对油砂体局部地区控制程度较低。经统计，在主体区仍有近22.97%的地质储量动用差，这部分储量主要分布在断层附近。目前有一半多的井已强水淹，中、弱水淹井（含水80%以下）主要集中在断层遮挡区及小油砂体区域，这些井区无注水井点或注水见效差，产液量低，产油量低，含水相对低。因此，为进一步挖潜剩余油，注采系统调整是关键问题。

2　合理井网密度

1）单井产能法

此法根据油井产能和采油速度，计算出油井的数量，再根据油井数与总井数的对应关系得出总井数，进而计算出井网密度。

式中：q0——某一口井的单井日产油，t；

N——该区块的地质储量，t；

V0——采油速度；

S——井网密度，口/km2；

η——油井综合利用率；

A——该区块的含油面积，km2；

ROT——油井数与总井数的比值。

目前生产条件下，实际井网密度7.63口/km2，合理井网密度为7.86口/km2，相差不大，若达到较高采油速度则需要增加井网密度。

图3　不同采油速度条件下合理井网密度Fig.3 The reasonable well spacing density of different production speed

2）经验公式法

一般来说，在合理的注采范围内，石油采收率随井网密度的增大而提高，因此前人根据经验，总结出了较合理的经验公式，如下：

式中：ER——采收率，%；

a——井网密度系数，可根据实际数据得出；

ED——驱油效率，%；

S——井网密度，104m2/井。

可以根据相关统计公式法和室内岩心分析法得出驱油效率的值。如下，表1为国内油藏不同流度的S~ER统计关系式[7]。

将系数分别回归得：

表1　不同流度的S～ER统计关系Table 1 The statistical relationship of S-ER of different mobility

研究区块渗透率与粘度比值为57，选取上表中III类回归统计公式进行计算采收率与井网密度的关系（图3）。

图4　采收率与井网密度关系图Fig.4 The relationship between recovery and well spacing density

目前研究区块预测采收率为34%～37%，所以合理井网密度在6.5～8.5之间。

3　合理注采比

由于油井地层压力与水井地层压力存在很大差别，因此要对传统物质平衡方程进行改进，从而得出累积注采比与油井地层压力的关系式[8]：

式中：CIPR错误！未找到引用源。—累计注采比，无因次；

Pwf——井底流压，MPa；

Pi——原始地层压力，MPa；

QL——累计产液量，m3；

q——年产液量，m3；

c——与kh/μ成反比的相关参数；

α——窜流能力参数。

年注采比与油井地层压力年变化关系式为：

式中：IPRa——年注采比，无因次。

累计注采比与年注采比的关系为：

对于边水复杂断块区油藏将目标区块分为主体区、断层区及边水区分别进行研究，不同区块采取不同注水系统调整措施。利用VB计算机语言，编制了描述注采比与油井地层压力关系的多元回归法计算软件。多元回归公式如下：

主体区：

断层区：

边水区：

为检验其可靠性，首先应用用研究区块 1990 年-2005年实际数据进行拟合回归方程，2006-2014年实际数据做为检验数据，检验误差平均约为2.5%。并对各区块三年的注采比进行预测，边水区合理注采比为 0.85～0.92；断层区合理注采比为 1.0-1.02；主体区合理注采比为 0.9～1.0。预测结果与研究区块数值模拟分析结果基本吻合，表明该方法对现场注采比调整具有一定的指导作用。

4　合理压力保持水平

要使注水油田得到高效开发，合理压力水平是其必要的保证，合理压力水平既不会造成原油储量损失，又能使地层能量保持在合理的压力水平，不至于使地层能量亏空，降低开发效果 ［9］。

为确保注水开发过程中油层压力的合理性，采用数值模拟技术，利用数值模拟软件，建立起研究区块地质模型，通过历史拟合，使不同区块地层压力水平分别保持在3、5、7、9及11 MPa，对不同得生产压差方案进行了数值模拟研究。

研究区块饱和压力为2.98 MPa，原始地层压力为14.59 MPa，目前地层压力为7.28 MPa。数值模拟预测含水98%截至，结果表明，地层压力保持水平在3 MPa（饱和压力附近时），井底流动压力显著低于饱和压力，使油田开发潜力受到抑制，影响最终的采收率。整体油藏压力保持水平偏低，不能满足油藏提液的需求。相反，压力保持水平过高，井口注入压力也相应提高，对工艺要求提高，并造成资源浪费，且不易保持合理注采比。研究区块地层压力保持在5～7 MPa时，开发效果较好，生产压差越大驱替效果越好，但不易过高，否则，井底流动压力低于饱和压力，致使产量下降快，尤其是边水区，过大生产压差会导致边水以“锥”形向生产井底突进造成水淹。

图5　不同区块压力保持水平下合理生产压差预测结果Fig.5 The reasonable production pressure difference prediction results under different block pressure level

5　结 论

（1）魏岗某断块油田受断层影响，油井受效方向单一，现井网对油砂体局部地区控制程度较低，仍有近三分之一储量未动用。

（2）通过单井产能法及经验公式法，目前井网密度在合理范围内，若达到较高采油速度则需要增加井网密度。

（3）依据理论分析计算，给出主体区、断层区及边水区注采比与油井地层压力关系，利用 VB语言，编制了合理注采比多元回归预测软件，该软件操作简单，运算速度快，提高工作效率，预测精度复合要求，可应用于现场注采比调整。

（4）地层压力水平应保持在5～7 MPa，生产压差不易过大，控制在井底流压不低于饱和压力，为防止边水突进，边水区生产压差较主体区、断层区控制在较小范围内。

［1］ 侯爽.特高含水油田有效注水增产对策解析［J］. 化工管理， 2015 （24）：25-26.

［2］ 王玉普，刘义坤，邓庆军.中国陆相砂岩油田特高含水期开发现状及对策［J］. 东北石油大学学报，2014，01：1-9+131.

［3］ 罗承建，徐华义，李留仁. 地层压力水平和注采比与含水率的定量关系［J］. 西安石油学院学报，1999，14（4）：32-34.

［4］ 马文国.高含水油田剩余油分布研究［J］. 科学技术与工程，2011，11（14）：3278-3283.

［5］ 孙野.苏丹 GM油田稳油控水技术研究与应用［J］. 重庆科技学院学报，2014，16（6）：66-68.

［6］ 高立江. 海南3块稳油控水技术对策研究［J］. 特种油气藏，2004，11（5）：66-68.

［7］ 郝建中.断块油藏合理压力水平及开发政策技术界限研究［D］.西南石油学院，2005.

［8］ 郑俊德，姜洪福，冯效树.萨中地区合理注采比研究［J］. 油气地质与采收率，2001，8（2）：55-59.

［9］ 李彦平.注水开发油藏合理压力水平研究［J］. 新疆石油学院学报，2003，15（3）：52-55.

Evaluation Methods and Application of Injection and Production System for Fault Block Reservoirs

SHI Li-li
（The First Oil Production Plant of Sinopec Henan Oilfield Company, Henan Nanyang 474780, China）

Most of the waterflood oilfields have entered into ultra-high water cut stage in China. In order to stabilize oil production and control water cut, and look for reasonable injection pressure level, injection-production system of a Weigang fault block was analyzed by using reservoir simulation techniques and reservoir engineering methods from four aspects of reserves produced degree, well spacing density, injection-production ratio and Pressure maintenance. At last, rational combination of pressure injection-production system was determined.

formation pressure; water-oil ratio; injection-production ratio; injection production structure adjustment

郑灵芸（1993-），女，研究生。E-mail：1689960976@qq.com。

TE 122

A

1671-0460（2016）05-1092-04

2016-04-10

石莉莉（1975-），女，工程师，从事开发地质方面的工作。