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    注采比與產(chǎn)水率的關(guān)系研究

    2010-09-09 02:05:14彭得兵唐海朱健輝呂棟梁呂漸江萬永剛
    斷塊油氣田 2010年5期
    關(guān)鍵詞:注采比乙型水驅(qū)

    彭得兵唐 海朱健輝呂棟梁呂漸江萬永剛

    (1.塔里木油田公司,新疆 庫爾勒 841000;2.西南石油大學(xué),四川 成都 610500;3.遼河油田分公司歡喜嶺工程技術(shù)處,遼寧 盤錦 124114;4.大港油田分公司勘探開發(fā)研究院,天津 300280)

    注采比與產(chǎn)水率的關(guān)系研究

    彭得兵1唐 海2朱健輝3呂棟梁2呂漸江2萬永剛4

    (1.塔里木油田公司,新疆 庫爾勒 841000;2.西南石油大學(xué),四川 成都 610500;3.遼河油田分公司歡喜嶺工程技術(shù)處,遼寧 盤錦 124114;4.大港油田分公司勘探開發(fā)研究院,天津 300280)

    為了改進(jìn)鐘德康推導(dǎo)的砂巖油田注采比曲線的通用預(yù)測(cè)公式,基于王怒濤關(guān)于甲乙型和丙丁型綜合水驅(qū)特征曲線的研究成果,結(jié)合注水開發(fā)砂巖油田的注采關(guān)系曲線,推導(dǎo)出了預(yù)測(cè)注采比變化規(guī)律的甲乙型和丙丁型注采比曲線。兩類曲線方程均表明注采比變化全過程是水油比(含水率)的單值函數(shù),根據(jù)方程可以預(yù)測(cè)油藏開發(fā)后期的注采比或產(chǎn)水率。實(shí)例應(yīng)用研究結(jié)果表明,丙丁型注采比曲線有時(shí)并不適用。此外將實(shí)際注采比曲線與理論圖版進(jìn)行擬合,得到擬合效果較好的n值,從而可以反過來確定哪一種水驅(qū)特征曲線可更好地描述油藏的開發(fā)動(dòng)態(tài)。

    注采關(guān)系曲線;水驅(qū)特征曲線;注采比;產(chǎn)水率

    注采比是表征油田注水開發(fā)過程中注采平衡狀況,反映產(chǎn)液量、注水量與地層壓力之間聯(lián)系的一個(gè)綜合性指標(biāo),是合理配置注水量的重要依據(jù)[1-2]。目前注采比的預(yù)測(cè)方法主要包括:地層壓力與注采比關(guān)系法、注采比與水油比法、多元回歸法、物質(zhì)平衡法[3-5]和最優(yōu)化方法[6]等。

    鐘德康[1]在推導(dǎo)砂巖油田注采比曲線的通用預(yù)測(cè)公式時(shí),所用的水驅(qū)特征曲線為甲型或其修正式,具有一定的片面性。筆者根據(jù)王怒濤[7]的研究成果,對(duì)鐘德康[1]的理論進(jìn)行改進(jìn),并結(jié)合實(shí)例進(jìn)行論證。

    1 注采比曲線的預(yù)測(cè)公式

    1.1 注采關(guān)系曲線

    注水開發(fā)砂巖油田的注采關(guān)系可表示為

    注采比的定義式為

    其中

    對(duì)式(1)求導(dǎo)數(shù),整理后連同式(1)代入式(2),得

    1.2 甲乙型注采比曲線

    甲乙型綜合水驅(qū)特征曲線的表達(dá)式為

    當(dāng)n從0變化到1,水驅(qū)特征曲線從甲型變化到乙型。

    聯(lián)立式(3)和式(5),可得

    將式(6)代入式(4),整理得

    其中

    式(7)即為甲乙型注采比曲線的預(yù)測(cè)公式。

    1.3 丙丁型注采比曲線

    丙丁型綜合水驅(qū)特征曲線的表達(dá)式為

    當(dāng)n從0變化到1,水驅(qū)特征曲線從丁型變化到丙型。

    聯(lián)立式(3)和式(8),可得

    將式(9)代入式(4),整理得

    其中

    式(10)即為丙丁型注采比曲線的預(yù)測(cè)公式。

    2 實(shí)例應(yīng)用

    X油田為一砂巖油田,生產(chǎn)近20 a,目前處于中高含水開發(fā)階段,地下原油體積系數(shù)為1.036,地面原油密度為0.918 g·cm-3,最近幾年的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)如表1所示。

    表1 某油田生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)

    根據(jù)式(1)、(5)和(8),對(duì)表1中的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)進(jìn)行曲線回歸,回歸得到的系數(shù)及相關(guān)系數(shù)見表2。

    表2 注采、水驅(qū)特征曲線回歸系數(shù)

    由表2中的系數(shù)值,再結(jié)合式(7)和(10)可以計(jì)算各種曲線下產(chǎn)水率和注采比的對(duì)應(yīng)值(見表3),繪制出曲線圖版(見圖1,2)。

    圖1曲線形態(tài)表明:對(duì)于給定的n值,產(chǎn)水率越大,注采比越大;當(dāng)產(chǎn)水率低于0.8時(shí),注采比的變化幅度不大,而當(dāng)產(chǎn)水率從0.9增至0.98時(shí),注采比的上升幅度很大;當(dāng)產(chǎn)水率介于0.75~0.95時(shí),任意兩條曲線之間均存在兩個(gè)交點(diǎn),在此區(qū)間以外,產(chǎn)水率一定,n值越大,注采比越大。

    圖2曲線形態(tài)表明:注采比隨產(chǎn)水率的變化趨勢(shì)是先增大再減小,且在產(chǎn)水率為0.9左右時(shí)取得最大值;當(dāng)產(chǎn)水率介于0.65~0.8時(shí),任意兩條曲線之間均存在兩個(gè)交點(diǎn),在此區(qū)間以外,產(chǎn)水率一定,n值越大,注采比越大。

    表3 不同n值下2類水驅(qū)特征曲線的注采比與含水率的對(duì)應(yīng)關(guān)系

    對(duì)比甲乙型和與丙丁型注采比和產(chǎn)水率曲線可以發(fā)現(xiàn):除產(chǎn)水率在0.8~0.9這一區(qū)間以外,同一產(chǎn)水率條件下,無論n值多大,甲乙型水驅(qū)特征曲線計(jì)算得到的注采比都要大于丙丁型的。

    3 結(jié)論

    1)對(duì)實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)進(jìn)行回歸得到其注采比曲線,可以用來預(yù)測(cè)油藏開發(fā)后期的注采比或產(chǎn)水率。

    2)隨著注采比的增加,地層壓力和產(chǎn)水率(水油比)都有增加的趨勢(shì),因此丙丁型注采比曲線有時(shí)候并不適用。

    3)根據(jù)實(shí)際注采比和產(chǎn)水率的關(guān)系曲線,對(duì)照理論圖版進(jìn)行擬合,得到擬合效果好的n值,從而可以反過來確定哪一種水驅(qū)特征曲線可用于描述油藏的開發(fā)動(dòng)態(tài)。

    4 符號(hào)注釋

    WI為累計(jì)注水量,104m3;Lp為累計(jì)產(chǎn)液量,104t;Wp為累計(jì)產(chǎn)水量,104m3;Np為累計(jì)產(chǎn)油量,104t;A1,A2,B1,B2,C,D,F(xiàn)為回歸系數(shù);G1,G2,H1,H2為綜合系數(shù);IPR為注采比;WOR為水油比;fw為含水率;Bo為地層原油體積系數(shù);ρo為地面原油密度,t·m-3;n為甲乙型或丙丁型水驅(qū)特征曲線的形態(tài)系數(shù),取值0~1。

    [1] 鐘德康.注采比變化規(guī)律及礦場(chǎng)應(yīng)用[J].石油勘探與開發(fā),1997,24(6):65-69.

    Zhong Dekang.Change pattern of injection-production ratio and its application in oilfields[J].Petroleum Exploration and Developent,1997,24(6):65-69.

    [2] 李結(jié)實(shí),葛云鳳,張揚(yáng)凡.敖包塔油田合理注采比研究[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),2002,21(2):17-20.

    LiJieshi,Ge Yunfeng,Zhang Yangfan.Reasonable injectionproduction ratio in Aobaota Oilfield [J].Petroleum Geology& Oilfield Development in Daqing,2002,21(2):17-20.

    [3] 袁迎中,張烈輝,何磊,等.注采比多元回歸分析及合理注采比的確定[J].石油天然氣學(xué)報(bào),2008,30(1):299-302.

    Yuan Yingzhong,Zhang Liehui,He Lei,et al.Multiple regression analysis and determination of reasonable injection-production ratio[J].Journal of Oil and Gas Technology,2008,30(1):299-302.

    [4] 田建剛,竇讓林,郝振憲.高飽和壓力、高油氣比油藏注采比的計(jì)算方法[J].斷塊油氣田,1999,6(3):40-41.

    Tian Jiangang,Dou Ranglin,Hao Zhenxian.The calculating method of injection-production ratio in high saturation pressure-high oil-gas ratio reservoir[J].Fault-Block Oil&Gas Field,1999,6(3):40-41.

    [5] 范姝.注采壓力系統(tǒng)及合理注采比研究的一種方法[J].斷塊油氣田,2009,16(5):72-74.

    Fan Shu.A new method of research on injection-production pressure system and reasonable injection-production ratio[J].Fault-Block Oil &Gas Field,2009,16(5):72-74.

    [6] 王洪峰.水侵油藏水侵量預(yù)測(cè)與注采比確定方法研究[D].成都:西南石油學(xué)院,2004:34-48.

    Wang Hongfeng.The research on forecast of water invasion and determination of injection production ratio in water invasion reservoir[D].Chengdu:Southwest Petroleum Institute,2004:34-48.

    [7] 王怒濤,羅志鋒,黃炳光,等.簡(jiǎn)單實(shí)用的新型水驅(qū)特征曲線[J].新疆石油地質(zhì),2006,27(5):572-574.

    Wang Nutao,Luo Zhifeng,Huang Bingguang,et al.New and practical waterdrive characteristic curves[J].Xinjiang Petroleum Geology,2006,27(5):572-574.

    Research on relationship between injection-production ratio and water cut

    Peng Debing1Tang Hai2Zhu Jianhui3Lv Dongliang2Lv Jianjiang2Wan Yonggang4
    (1.Tarim Oilfield Company,PetroChina,Korla 841000,China;2.Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China; 3.Huanxiling Project Engineering Department of Liaohe Oilfield Company,PetroChina,Panjin 124114,China;4.Exploration and Development Research Institute of Dagang Oilfield Company,PetroChina,Tianjin 300280,China)

    In order to improve the universal prediction equation derived by Zhong Dekang for injection-production ratio curve of sandstone oilfield,this paper derives AB and CD injection-production ratio curve to predict the change pattern of injectionproduction ratio based on Wang Nutao's research results on AB and CD water drive characteristic curve and combined with the injection-production relational curve of water injection development for sandstone oilfield.The two types of curve equations indicate that the change of injection-production ratio is a function of the single value of water-oil ratio(water cut).The injection-production ratio or water cut at the late stage of reservoir development can be predicted according to the equations.The results of example application indicate that CD injection-production ratio curve is not applicable sometimes.In addition,we can get the best value n by matching the practical injection-production ratio curve with the theoretical one,conversely determining which type of water drive characteristic curve can be used to describe the reservoir development performance preferably.

    relational curve of injection-production,characteristic curve of water drive,injection-production ratio,water cut.

    TE33+1

    A

    2009-12-10;改回日期:2010-07-14。

    彭得兵,男,1985年生,2010年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè),獲碩士學(xué)位,主要從事油氣藏工程方面的研究。E-mail:pengdebing@163.com。

    (編輯 滕春鳴)

    1005-8907(2010)05-593-03

    彭得兵,唐海,朱健輝,等.注采比與產(chǎn)水率的關(guān)系研究[J].斷塊油氣田,2010,17(5):593-595,604.

    Peng Debing,Tang Hai,Zhu Jianhui,et al.Research on relationship between injection-production ratio and water cut[J].Fault-Block Oil& Gas Field,2010,17(4):593-595,604.

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