C3断块注水外溢及合理注采比

张顺康，刘炳官，尤启东，孙东升，金 勇

(1.中国石化江苏油田勘探开发研究院，扬州 225009；2.中国石化江苏油田分公司，扬州 225009；3.中国石化江苏油田开发管理部，扬州 225009)

注采比是反映油田注水开发注采状况、表征油藏注水开发动态的一个关键性指标。对于水驱开发来说，油藏的注采动态与地层压力状况密切相关。目前，国内不少人员在注采比方面开展了相关研究。袁昭等[1]利用矿场统计的方法，结合油田在注水开发过程中的动态资料研究了合理注采比；李程彤等[2]运用物质平衡方法确定了压力恢复速度与地下注采液量差的关系；那雪芳等[3]通过建立注采比与产液量、含水率等之间的关系，确定了中西部地层的合理注采比；杨磊等[4]运用物质平衡方法对注采比进行了预测和分析；贾英兰等[5]结合封闭油藏物质平衡方程，推导了阶段注采比与累积产油量、地层压力和含水率的关系式；范姝[6]应用油藏工程方法，结合动态资料研究了注采压力系统的适应性；付铭等[7]结合高含水期水驱特征曲线推导出了计算配水量新模型；耿站立等[8]建立了广适水驱特征曲线在层状水驱、底水驱或者两种方式并存油田中的应用方法；张志军等[9]应用注水开发砂岩油田的注采关系和水驱特征曲线推导出注采比预测模型；杨国红等[10]应用油藏工程方法中广泛使用的水驱特征曲线公式推导出了注采比随含水率变化预测模型；彭得兵等[11]通过研究推导出了预测注采比变化规律水驱曲线；吴琼等[12]推导出了预测注采比变化规律的数学模型。这些方法缺乏对无效注水的考虑，同时水驱曲线也存在一定的适用性[13]。此外，袁迎中等[14]、王链等[15]分别利用多元线性回归和支持向量机对注采参数进行了优化，但这些统计回归类的方法主要适合于驱替规律相对稳定的阶段。王雨等[16]运用数值模拟法和Logisitic生命旋回数学模型，研究了不同含水条件下油田的合理注采比；曹勋臣等[17]在数值模拟基础上利用物质平衡法研究了亏空油藏压力恢复速度与注采比之间的关系；赖书敏等[18]基于油藏工程理论和数理优化方法，建立了注采优化调整的矢量开发调整技术；刘赛等[19]结合动态资料推导了不同含水率的注采比模型；王瑞[20]通过等效建立了多层合采油藏中一注多采井组剖面模型注采参数优化方法。但这些方法主要适用于封闭油藏，对边底水油藏的适用性较差。

1 C3断块概况

2 注水外溢研究

2.1 注水外溢时机的确定

为了研究边底水油藏注水外溢对地层压力恢复的影响，首先需要确定注水外溢的时机。对于边底水油藏，在油田实施注水开发的条件下，由物质平衡方程，可得

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

(1)

式(1)中：Np为累积产油量，104m3；N为地质储量，104m3；Wp为累积产水量，104m3；Wi为累积注水量，104m3；We为累积水侵量，104m3；pi为原始地层压力，MPa；p为目前地层压力，MPa；Boi为原始原油体积系数，f；Bo为目前原油体积系数，f；Bw为地层水体积系数，f；Ct为油层综合压缩系数，1/MPa。

累积水侵量：

NBoiCt(pi-p)]

(2)

对时间求导，得

(3)

式中：Qo为产油量，m3/a；Qw为产水量，m3/a；Qi为注水量，m3/a；Qe为水侵量，m3/a；t为时间，a。

从式(3)可以看出，在边底水油藏不实施人工注水而使用天然能量开发时，此时的水侵量大于0；而当实施人工注水补充地层能量以后，地层压力开始逐渐恢复，到达某一时刻会出现水侵量小于0的情况，此时便出现了注水外溢。

表1 C3断块水侵量计算结果Table 1 Calculation results of water intrusion in C3 fault block

2.2 注水外溢的影响因素

2.2.1 油水黏度比的影响

分别计算油水黏度比为1、10、20、60、200时不同注采比条件下的注入水外溢情况。计算结果表明，相同注采比条件下，不同油水黏度比对注水外溢的影响较小；而相同油水黏度比条件下，不同注采比对注水外溢的影响十分明显，如图1所示。以油水黏度比10为例，在注采比为1.1时，注水外溢的比例只有8%左右，而注采比为1.9时，注水外溢的比例超过了45%。

图1 注采比、油水黏度比对注水外溢的影响Fig.1 Influence of injection production ratio and oil-water viscosity ratio on water injection overflow

2.2.2 注水时机的影响

分别计算压力水平为0.5、0.7、0.9时开始注水条件下的注入水外溢情况。计算结果表明，在相同注采比条件下，不同压力水平时实施注水对外溢的影响比较明显；而相同注水时机条件下，不同注采比对注水外溢的影响也十分明显，如图2所示。以压力水平为0.7时开始注水为例，在注采比为1.3时，注水外溢的比例为9%，而注采比为2.1时，注水外溢的比例达到了40%。

2.2.3 边水体积的影响

图2 注采比、注水时机对注水外溢的影响Fig.2 Influence of injection production ratio andinjection timing on water injection overflow

图3 注采比、边水体积对注水外溢的影响Fig.3 Influence of injection production ratio and edge water volume on injection overflow

分别计算边水体积为1、10、30、50、100 PV(PV为油藏孔隙体积)时注入水外溢情况。计算结果表明，当边水体积小于10 PV时，相同注采比条件下，不同边水体积对外溢有一定的影响，当边水体积达到10 PV以上时，边水的大小对注水外溢的影响可以忽略；而相同边水大小条件下，不同注采比对注水外溢的影响仍然十分明显，如图3所示。以边水体积10 PV为例，在注采比为1.1时，注水外溢的比例为7%，而注采比为1.9时，注水外溢的比例达到了44%。

2.2.4 注水井位置的影响

分别计算边外注水、边缘注水、边内注水三种条件下注入水外溢情况。计算结果表明，相同注采比条件下，这三种注水方式对注水外溢几乎没有影响；而相同水井位置条件下，不同注采比对注水外溢的影响同样十分明显，如图4所示。当注采比在1.1～1.9变化时，注水外溢的比例从7%升到了46%。

图4 注采比、水井位置对注水外溢的影响Fig.4 Influence of injection production ratio andwell location on injection overflow

2.2.5 地层倾角

分别计算地层倾角为5°、10°、15°、20°、25°时注入水外溢情况。计算结果表明，当地层倾角小于10°时，相同注采比条件下，地层倾角对注水外溢有一定的影响，当地层倾角大于10°时，地层倾角对注水外溢的影响可以忽略；而相同地层倾角条件下，不同注采比对注水外溢的影响仍然十分明显，如图5所示。以地层倾角5°为例，当注采比在1.1～1.9变化时，注水外溢的比例从5%变到了45%。

图5 注采比、地层倾角对注水外溢的影响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为注水外溢比例，%；x为年注采比，f。

从图6中可以看出，该油藏注水外溢比例与年注采比相关性较好。随着注采比的增加，外溢比例也同步增加。

图6 年注采比与注水外溢量的关系Fig.6 Relationship between annual injection production ratio and water injection overflow

图7 年注水与年有效注水对比Fig.7 Comparison of annual water injection and annual effective water injection

图8 油藏地层压力水平统计Fig.8 Reservoir formation pressure level statistics

3 合理注采比研究

由式(3)得

(5)

在地层压力变化保持在允许的范围内，可以表地层原油体积系数看作常数，即Bo≈Boi，根据注采比IPR的定义：

(6)

地下采液量Ql=QoBoi+QwBw，式(5)可变为

(7)

从图9可以看到，在不考虑注水外溢时，同一采液速度条件下，随着注采比的增加，地层压力恢复速度也同步增加。而在考虑注水外溢的条件下，当注采比在1.8左右时，地层压力恢复速度才能达到最大值。当注采比小于1.4或者大于2.2的时候，地层压力恢复的速度是小于0的。也就是说，尽管此时的注采比大于1，地层压力却处于不断下降的状态。

图9 不同条件下地层压力恢复速度Fig.9 The recovery rate of formation pressure at different conditions

4 现场应用

5 结论