張順康，劉炳官，尤啟東，孫東升，金 勇

(1.中國石化江蘇油田勘探開發(fā)研究院，揚(yáng)州 225009；2.中國石化江蘇油田分公司，揚(yáng)州 225009；3.中國石化江蘇油田開發(fā)管理部，揚(yáng)州 225009)

注采比是反映油田注水開發(fā)注采狀況、表征油藏注水開發(fā)動態(tài)的一個關(guān)鍵性指標(biāo)。對于水驅(qū)開發(fā)來說，油藏的注采動態(tài)與地層壓力狀況密切相關(guān)。目前，國內(nèi)不少人員在注采比方面開展了相關(guān)研究。袁昭等[1]利用礦場統(tǒng)計的方法，結(jié)合油田在注水開發(fā)過程中的動態(tài)資料研究了合理注采比；李程彤等[2]運用物質(zhì)平衡方法確定了壓力恢復(fù)速度與地下注采液量差的關(guān)系；那雪芳等[3]通過建立注采比與產(chǎn)液量、含水率等之間的關(guān)系，確定了中西部地層的合理注采比；楊磊等[4]運用物質(zhì)平衡方法對注采比進(jìn)行了預(yù)測和分析；賈英蘭等[5]結(jié)合封閉油藏物質(zhì)平衡方程，推導(dǎo)了階段注采比與累積產(chǎn)油量、地層壓力和含水率的關(guān)系式；范姝[6]應(yīng)用油藏工程方法，結(jié)合動態(tài)資料研究了注采壓力系統(tǒng)的適應(yīng)性；付銘等[7]結(jié)合高含水期水驅(qū)特征曲線推導(dǎo)出了計算配水量新模型；耿站立等[8]建立了廣適水驅(qū)特征曲線在層狀水驅(qū)、底水驅(qū)或者兩種方式并存油田中的應(yīng)用方法；張志軍等[9]應(yīng)用注水開發(fā)砂巖油田的注采關(guān)系和水驅(qū)特征曲線推導(dǎo)出注采比預(yù)測模型；楊國紅等[10]應(yīng)用油藏工程方法中廣泛使用的水驅(qū)特征曲線公式推導(dǎo)出了注采比隨含水率變化預(yù)測模型；彭得兵等[11]通過研究推導(dǎo)出了預(yù)測注采比變化規(guī)律水驅(qū)曲線；吳瓊等[12]推導(dǎo)出了預(yù)測注采比變化規(guī)律的數(shù)學(xué)模型。這些方法缺乏對無效注水的考慮，同時水驅(qū)曲線也存在一定的適用性[13]。此外，袁迎中等[14]、王鏈等[15]分別利用多元線性回歸和支持向量機(jī)對注采參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，但這些統(tǒng)計回歸類的方法主要適合于驅(qū)替規(guī)律相對穩(wěn)定的階段。王雨等[16]運用數(shù)值模擬法和Logisitic生命旋回數(shù)學(xué)模型，研究了不同含水條件下油田的合理注采比；曹勛臣等[17]在數(shù)值模擬基礎(chǔ)上利用物質(zhì)平衡法研究了虧空油藏壓力恢復(fù)速度與注采比之間的關(guān)系；賴書敏等[18]基于油藏工程理論和數(shù)理優(yōu)化方法，建立了注采優(yōu)化調(diào)整的矢量開發(fā)調(diào)整技術(shù)；劉賽等[19]結(jié)合動態(tài)資料推導(dǎo)了不同含水率的注采比模型；王瑞[20]通過等效建立了多層合采油藏中一注多采井組剖面模型注采參數(shù)優(yōu)化方法。但這些方法主要適用于封閉油藏，對邊底水油藏的適用性較差。

1 C3斷塊概況

2 注水外溢研究

2.1 注水外溢時機(jī)的確定

為了研究邊底水油藏注水外溢對地層壓力恢復(fù)的影響，首先需要確定注水外溢的時機(jī)。對于邊底水油藏，在油田實施注水開發(fā)的條件下，由物質(zhì)平衡方程，可得

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

(1)

式(1)中：Np為累積產(chǎn)油量，104m3；N為地質(zhì)儲量，104m3；Wp為累積產(chǎn)水量，104m3；Wi為累積注水量，104m3；We為累積水侵量，104m3；pi為原始地層壓力，MPa；p為目前地層壓力，MPa；Boi為原始原油體積系數(shù)，f；Bo為目前原油體積系數(shù)，f；Bw為地層水體積系數(shù)，f；Ct為油層綜合壓縮系數(shù)，1/MPa。

累積水侵量：

NBoiCt(pi-p)]

(2)

對時間求導(dǎo)，得

(3)

式中：Qo為產(chǎn)油量，m3/a；Qw為產(chǎn)水量，m3/a；Qi為注水量，m3/a；Qe為水侵量，m3/a；t為時間，a。

從式(3)可以看出，在邊底水油藏不實施人工注水而使用天然能量開發(fā)時，此時的水侵量大于0；而當(dāng)實施人工注水補(bǔ)充地層能量以后，地層壓力開始逐漸恢復(fù)，到達(dá)某一時刻會出現(xiàn)水侵量小于0的情況，此時便出現(xiàn)了注水外溢。

表1 C3斷塊水侵量計算結(jié)果Table 1 Calculation results of water intrusion in C3 fault block

2.2 注水外溢的影響因素

2.2.1 油水黏度比的影響

分別計算油水黏度比為1、10、20、60、200時不同注采比條件下的注入水外溢情況。計算結(jié)果表明，相同注采比條件下，不同油水黏度比對注水外溢的影響較?。欢嗤退ざ缺葪l件下，不同注采比對注水外溢的影響十分明顯，如圖1所示。以油水黏度比10為例，在注采比為1.1時，注水外溢的比例只有8%左右，而注采比為1.9時，注水外溢的比例超過了45%。

圖1 注采比、油水黏度比對注水外溢的影響Fig.1 Influence of injection production ratio and oil-water viscosity ratio on water injection overflow

2.2.2 注水時機(jī)的影響

分別計算壓力水平為0.5、0.7、0.9時開始注水條件下的注入水外溢情況。計算結(jié)果表明，在相同注采比條件下，不同壓力水平時實施注水對外溢的影響比較明顯；而相同注水時機(jī)條件下，不同注采比對注水外溢的影響也十分明顯，如圖2所示。以壓力水平為0.7時開始注水為例，在注采比為1.3時，注水外溢的比例為9%，而注采比為2.1時，注水外溢的比例達(dá)到了40%。

2.2.3 邊水體積的影響

圖2 注采比、注水時機(jī)對注水外溢的影響Fig.2 Influence of injection production ratio andinjection timing on water injection overflow

圖3 注采比、邊水體積對注水外溢的影響Fig.3 Influence of injection production ratio and edge water volume on injection overflow

分別計算邊水體積為1、10、30、50、100 PV(PV為油藏孔隙體積)時注入水外溢情況。計算結(jié)果表明，當(dāng)邊水體積小于10 PV時，相同注采比條件下，不同邊水體積對外溢有一定的影響，當(dāng)邊水體積達(dá)到10 PV以上時，邊水的大小對注水外溢的影響可以忽略；而相同邊水大小條件下，不同注采比對注水外溢的影響仍然十分明顯，如圖3所示。以邊水體積10 PV為例，在注采比為1.1時，注水外溢的比例為7%，而注采比為1.9時，注水外溢的比例達(dá)到了44%。

2.2.4 注水井位置的影響

分別計算邊外注水、邊緣注水、邊內(nèi)注水三種條件下注入水外溢情況。計算結(jié)果表明，相同注采比條件下，這三種注水方式對注水外溢幾乎沒有影響；而相同水井位置條件下，不同注采比對注水外溢的影響同樣十分明顯，如圖4所示。當(dāng)注采比在1.1～1.9變化時，注水外溢的比例從7%升到了46%。

圖4 注采比、水井位置對注水外溢的影響Fig.4 Influence of injection production ratio andwell location on injection overflow

2.2.5 地層傾角

分別計算地層傾角為5°、10°、15°、20°、25°時注入水外溢情況。計算結(jié)果表明，當(dāng)?shù)貙觾A角小于10°時，相同注采比條件下，地層傾角對注水外溢有一定的影響，當(dāng)?shù)貙觾A角大于10°時，地層傾角對注水外溢的影響可以忽略；而相同地層傾角條件下，不同注采比對注水外溢的影響仍然十分明顯，如圖5所示。以地層傾角5°為例，當(dāng)注采比在1.1～1.9變化時，注水外溢的比例從5%變到了45%。

圖5 注采比、地層傾角對注水外溢的影響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為注水外溢比例，%；x為年注采比，f。

從圖6中可以看出，該油藏注水外溢比例與年注采比相關(guān)性較好。隨著注采比的增加，外溢比例也同步增加。

圖6 年注采比與注水外溢量的關(guān)系Fig.6 Relationship between annual injection production ratio and water injection overflow

圖7 年注水與年有效注水對比Fig.7 Comparison of annual water injection and annual effective water injection

圖8 油藏地層壓力水平統(tǒng)計Fig.8 Reservoir formation pressure level statistics

3 合理注采比研究

由式(3)得

(5)

在地層壓力變化保持在允許的范圍內(nèi)，可以表地層原油體積系數(shù)看作常數(shù)，即Bo≈Boi，根據(jù)注采比IPR的定義：

(6)

地下采液量Ql=QoBoi+QwBw，式(5)可變?yōu)?/p>

(7)

從圖9可以看到，在不考慮注水外溢時，同一采液速度條件下，隨著注采比的增加，地層壓力恢復(fù)速度也同步增加。而在考慮注水外溢的條件下，當(dāng)注采比在1.8左右時，地層壓力恢復(fù)速度才能達(dá)到最大值。當(dāng)注采比小于1.4或者大于2.2的時候，地層壓力恢復(fù)的速度是小于0的。也就是說，盡管此時的注采比大于1，地層壓力卻處于不斷下降的狀態(tài)。

圖9 不同條件下地層壓力恢復(fù)速度Fig.9 The recovery rate of formation pressure at different conditions

4 現(xiàn)場應(yīng)用

5 結(jié)論