延安组油藏中高含水期合理注采比预测方法研究——以安塞油田A油藏为例

李书静，张天杰，杨 剑，李 莉，温 柔，马 爽，李兰琴

中国石油长庆油田分公司第一采油厂 （陕西 西安 710201）

延安组油藏中高含水期合理注采比预测方法研究
——以安塞油田A油藏为例

李书静，张天杰，杨 剑，李 莉，温 柔，马 爽，李兰琴

中国石油长庆油田分公司第一采油厂 （陕西 西安 710201）

安塞油田延安组A油藏是典型的构造-岩性油藏，具有一定的底水和边水天然能量驱动特征，进入中高含水开发期后，稳油控水难度加大。为维持年产油量合理增长的要求，结合油田矿场实际生产数据，建立以油田产能递减规律-甲型水驱特征曲线-翁文波的Logistic旋回模型相结合的确定合理注采比的一套方法，并根据历史开发动态进行调整。通过2016年数据拟合结果和实际生产数据对比，该方法对于确定延安组油藏中高含水期油田的合理注采比有一定的指导意义和实用价值。

注采比；产能递减；水驱特征曲线；Logistic旋回模型

A油藏是中国石油长庆油田分公司安塞油田（以下简称安塞油田）最早进行注水开发的侏罗系延安组油层，物性较好。2001年自然能量开发，2003年开始实施注水高效开发，2010年后含水上升，现阶段综合含水70.3%，采出程度16.9%。目前月注采比0.88与累注采比0.95，区域采出量大于注入量，补充地层能量提高日产液量与控制含水上升存在不可调和的矛盾。前期开发表现出平面水驱均匀，无优势见水方向，剖面上水驱均匀，水驱储量动用程度高的特征，因此现阶段注采比是实现整个开发注采系统最优化的一个重要部分，通过合理注采比的确定，为侏罗系油藏开发后期生产管理提供依据。

该油藏分布于前侏罗系古地貌河间丘嘴区，砂体变化大，呈北东西南向展布，厚度相对较大，为河-湖三角洲平原相网状沉积。河道呈网状交错，宽度较窄约300 m，网状河道的密度相对较小，不易追踪，油藏受砂体和构造双重因素控制，多出现在砂体构造高部位，属典型的前侏罗纪古地貌控制的构造岩性油藏。主要开采层位为侏罗系延安组延9层，油层物性较好，但砂体稳定性差，物性差异较大，渗透率（0.80～420）×10-3μm2。

1 中高含水期合理注采比预测方法

确定水驱开发油藏的合理注采比是现代油藏管理的重要任务之一。进入中高含水开发期，合理注采比的确定应能满足产液量或年产油量合理增长的要求，同时满足地层压力得以保持或合理恢复的需要。预测注采比有很多方法，用物质平衡方程预测注采比是其中行之有效的方法[1]，利用物质平衡方程，依据注采平衡原理，推导出在油藏稳定生产时地层压降与注采比的关系，由实际矿场资料拟合出相关系数，通过合理地层压降来确定合理注采比。

具体到A油藏，绝大部分砂体为条带状或透镜状，宽度较窄，各个砂体的含油差异性较大，特别是在同一个砂体上，同一个层位的含油差异性也很大。这主要是油层、差油层、油水同层的分布和在理论上的纯油区与油水过渡带造成的[2]，具有较宽的油水过渡带，具有明显的底水和边水天然能量驱动特征，这一点可从自然能量开发的油井和注水开发油井的动态表现得到进一步验证。依靠自然能量开采的油井，与长6油藏相比，投产初期递减较小，月平均递减率19.6%，而长6油藏递减率在30%～50%。注水开发油井见注入水后，含水上升幅度大，对应注水井关井或下调注水量后，对油井日产液量影响不大，且含水下降不明显，说明A油藏具有一定的边、底水驱动能量。在用物质平衡方程预测注采比时，在具体参数的确定如目前地层压力下的溶解气油比和地层油体积系数等相对比较困难；不同的水侵类型（包括边水、底水等）可以建立相应的渗流方程去求解[3]，但在实际应用时，也很难直接计算。

此处以翁文波的Logistic旋回模型为依据[4]，建立A油藏综合含水与累积耗水量、综合含水与累积水油比的数学模型，求出在不同含水率条件下，一定产油量指标与所需合理注水量的定量关系式，并根据开发动态进行调整和验证。

累积耗水量表示采出1 t油所需要消耗的注水量即：

累积水油比表示每采出1 t油的产水量，用下式表示：

将公式（1）、（2）分别代入公式（3）、（4），两式联立对时间求导，可得到不同含水率条件下年产油量与年注水量的关系公式和注采比计算公式：

方程中的参数（lnA1、lnA2、B1、B2）可由（8）、（9）式中对 ln(fwec/fw-1)与 Hcum、ln(fwec/fw-1)与 CWOR进行线性拟合求出，可得不同含水条件下合理注采比和注水量的表达式。

将计算出的代入公式（5）、（6），可得到 A 油藏不同含水率条件下年产油量与年注水量、年注采比计算公式：

其中：Wi为油田或区块的累注水量，104m3；Qi为油田或区块的年注水量，104m3；Wp为油田或区块的累产水量，104m3；Qw为油田或区块的年产水量，104m3；Np为油田或区块的累产油量，104t；Qo为油田或区块的年产油量，104t；Do为指数递减中的递减率，常数；t为开发时间，a；Qoi为拟合段初始，油田或区块的年产油量，104t；fwec为极限综合含水率，1；fw为阶段综合含水率，1；lnA1、lnA2、B1、B2为翁氏模型中的常数；A为甲型水驱特征曲线的截距；B为甲型水驱特征曲线的斜率；Hcum为1t油所消耗的注水量，m3/t；CWOR为累积水油比，m3/t；γ0为原油的密度，t/m3。

从理论注采比曲线来看，A油藏总体上要保持平衡注水政策，低含水采油期，理论注采比较低，注采比保持在0.8左右；进入中高含水期，油藏的合理注采比随含水率的增大而逐渐增大（图1）。结合A油藏实际年注采比与理论注采比对应曲线（图2），当实际注采比在理论注采比以下运行时，油藏的递减较小，统计资料显示，延安组地层压力保持水平保持在75%左右时，油井含水就有上升趋势，分析认为油藏的边、底水能量起到了一定的作用，当实际年注采比在理论注采比下95%左右浮动时，油藏可以保持较好的开发动态，因此将油藏合理年注采比及年注水量调整为理论年注采比、年注水量的95%。

图1 A油藏理论年注采比与年综合含水关系曲线

图2 A油藏理论、实际注采比与年综合递减率对比曲线

根据公式（7）、（8），对油藏的年注水量及年注采比进行预测，关键在于对油藏含水率及年产油量的预测。

1.1 年产油量预测

目前水驱开发油田应用最普遍的产量递减规律是Arps提出的3种递减形式，即指数递减、双曲线递减和调和递减[5]，可用来对年产油量进行预测。

延安组A油藏连片开发区2009—2015年产油与时间在半对数坐标中成较好的直线关系，产量递减符合指数递减，相关系数：R2=0.988。

由指数递减公式：

回归得直线方程：

从而得产量随时间的变化关系式为：

根据产能递减规律，A油藏在不采取任何挖潜措施的情况下，现阶段油藏以一恒定递减率递减，Do=0.1584,预测2016年理论年产油量 2.729 1×104t。

1.2 年产水及年综合含水率预测

在油田开发动态分析中,水驱特征曲线得到了广泛的应用，它是在油田积累了大量的生产资料的条件下应用的,是水驱油田开发中后期计算可采储量的主要方法[6]，也可在年产油量已知的情况下，对年产水量和年综合含水进行预测。考虑甲型、乙型、丙型、丁型水驱特征曲线分别适用于中黏 （3～30 mPa·s）层状油藏、高黏层状油藏、含水大于80%的中黏油藏、低黏（＜3 mPa·s）层状油藏，A 油藏属中黏层状油层，选用甲型水驱特征曲线进行预测。

甲型水驱特征曲线法：描述水驱开发油田的累积产水量与累积产油量之间的半对数直线关系，公式如下：

将A油藏实际矿场数据代入拟合，相关系数R2=0.999 3,得到关系式为：

将预测到2016年的累计产油量代入公式（13），计算理论2016年年水量6.128 5×104m3，综合含水0.692。

1.3 应用效果分析

将预测的2016年年产油量2.729 1×104t、综合含水 0.692 代入公式（7）、（8），计算 2016 年理论注水量10.488 9×104m3，理论年注采比1.08，合理注水量 9.964 5×104m3。 2016 年实际注水量 9.884 6×104m3，接近合理注水量的99.2%。在此注水量下，油藏实际年产油2.887 6×104t，综合年含水68.7%，开发效果较好，油藏年递减率由2015年的16.6%下降为2016年的9.3%。

2 结论及认识

1）油田注水开发是一个动态不断再平衡的过程，因此在开发过程中，需要不断根据矿场实际生产数据及生产需要进行年产油量、年综合含水的预测，在此基础上，对油藏所需合理年注采比及年注水量进行预测。

2）油田开发中油田配产先于配注，对油藏所需合理年注水量进行预测，必须要遵循客观规律，即注采比应随含水率上升缓慢上升，实行注水量动态调配（有升有降），有利于油田提高产量，控制含水上升速度。

3）对油田开发的主要启示：中低含水期，油田高效开发，为预控含水上升，应优先从控制采油速度入手；中高含水期在控制含水上升的过程中，应遵循注采比随含水率上升（既定事实）而上升、注水量随产油量增加而增加的客观规律，两者都要避免出现要预控或控制含水上升而大幅下调注水量导致注采比下降的情况。

[1]牛世忠,尹丽娜,闫江慧,等．应用物质平衡方程预测油田注采比[J]．新疆石油学院学报,2003,15（2）：47-49．

[2]高志亮,屈 炜,杨 威.对陕北地区石油储量计算中扩边问题的讨论[J].西安工程学院学报,2001,23（3）：38-41.

[3]王怒涛,陈 浩,张爱红,等．边底水油藏水侵量计算最优化方法[J]．大庆石油地质与开发,2006,25（1）：56-58．

[4]蒋炳金.泌123普通稠油油藏恢复地层压力对策研究[D].成都：西南石油大学,2007.

[5]姜汉桥．油藏工程原理与方法[M]．东营：中国石油大学出版社，2000．

[6]王庆华,王新海,刘世祥．常用水驱特征曲线在八面河油田中的应用[J]．石油天然气学报,2005,27（6）：760-761．

A reservoir in Yan’an formation of Ansai oilfield is a typical structural-lithologic reservoir with certain bottom water and edge water natural energy driving characteristics.After entering middle and high water cut development period,it is difficult to control water and increase oil.In order to maintain a reasonable growth of annual oil production,a method for determining reasonable injection production ratio is put forward by combining oilfield productivity decline law,A-type water flooding characteristic curve and Logistic cycle model of Weng Wenbo phase,and it is adjusted according to the historical development trend.The comparison of the fitting result using the actual production data in 2016 with the actual production data method shows that the method is of certain guiding significance and practical value for determining the reasonable injection production ratio of the oil reservoirs in Yanan formation in high water cut stage.

injection-to-production ratio;productivity decline;waterflooding characteristic curve;Logistic cycle model

李书静（1978-），女，高级工程师，目前主要从事油田开发工作。

尉立岗

2017-05-03