延安組油藏中高含水期合理注采比預(yù)測方法研究
——以安塞油田A油藏為例

李書靜，張?zhí)旖?，?劍，李 莉，溫 柔，馬 爽，李蘭琴

中國石油長慶油田分公司第一采油廠 （陜西 西安 710201）

延安組油藏中高含水期合理注采比預(yù)測方法研究
——以安塞油田A油藏為例

李書靜，張?zhí)旖?，?劍，李 莉，溫 柔，馬 爽，李蘭琴

中國石油長慶油田分公司第一采油廠 （陜西 西安 710201）

安塞油田延安組A油藏是典型的構(gòu)造-巖性油藏，具有一定的底水和邊水天然能量驅(qū)動特征，進(jìn)入中高含水開發(fā)期后，穩(wěn)油控水難度加大。為維持年產(chǎn)油量合理增長的要求，結(jié)合油田礦場實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，建立以油田產(chǎn)能遞減規(guī)律-甲型水驅(qū)特征曲線-翁文波的Logistic旋回模型相結(jié)合的確定合理注采比的一套方法，并根據(jù)歷史開發(fā)動態(tài)進(jìn)行調(diào)整。通過2016年數(shù)據(jù)擬合結(jié)果和實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比，該方法對于確定延安組油藏中高含水期油田的合理注采比有一定的指導(dǎo)意義和實用價值。

注采比；產(chǎn)能遞減；水驅(qū)特征曲線；Logistic旋回模型

A油藏是中國石油長慶油田分公司安塞油田（以下簡稱安塞油田）最早進(jìn)行注水開發(fā)的侏羅系延安組油層，物性較好。2001年自然能量開發(fā)，2003年開始實施注水高效開發(fā)，2010年后含水上升，現(xiàn)階段綜合含水70.3%，采出程度16.9%。目前月注采比0.88與累注采比0.95，區(qū)域采出量大于注入量，補(bǔ)充地層能量提高日產(chǎn)液量與控制含水上升存在不可調(diào)和的矛盾。前期開發(fā)表現(xiàn)出平面水驅(qū)均勻，無優(yōu)勢見水方向，剖面上水驅(qū)均勻，水驅(qū)儲量動用程度高的特征，因此現(xiàn)階段注采比是實現(xiàn)整個開發(fā)注采系統(tǒng)最優(yōu)化的一個重要部分，通過合理注采比的確定，為侏羅系油藏開發(fā)后期生產(chǎn)管理提供依據(jù)。

該油藏分布于前侏羅系古地貌河間丘嘴區(qū)，砂體變化大，呈北東西南向展布，厚度相對較大，為河-湖三角洲平原相網(wǎng)狀沉積。河道呈網(wǎng)狀交錯，寬度較窄約300 m，網(wǎng)狀河道的密度相對較小，不易追蹤，油藏受砂體和構(gòu)造雙重因素控制，多出現(xiàn)在砂體構(gòu)造高部位，屬典型的前侏羅紀(jì)古地貌控制的構(gòu)造巖性油藏。主要開采層位為侏羅系延安組延9層，油層物性較好，但砂體穩(wěn)定性差，物性差異較大，滲透率（0.80～420）×10-3μm2。

1 中高含水期合理注采比預(yù)測方法

確定水驅(qū)開發(fā)油藏的合理注采比是現(xiàn)代油藏管理的重要任務(wù)之一。進(jìn)入中高含水開發(fā)期，合理注采比的確定應(yīng)能滿足產(chǎn)液量或年產(chǎn)油量合理增長的要求，同時滿足地層壓力得以保持或合理恢復(fù)的需要。預(yù)測注采比有很多方法，用物質(zhì)平衡方程預(yù)測注采比是其中行之有效的方法[1]，利用物質(zhì)平衡方程，依據(jù)注采平衡原理，推導(dǎo)出在油藏穩(wěn)定生產(chǎn)時地層壓降與注采比的關(guān)系，由實際礦場資料擬合出相關(guān)系數(shù)，通過合理地層壓降來確定合理注采比。

具體到A油藏，絕大部分砂體為條帶狀或透鏡狀，寬度較窄，各個砂體的含油差異性較大，特別是在同一個砂體上，同一個層位的含油差異性也很大。這主要是油層、差油層、油水同層的分布和在理論上的純油區(qū)與油水過渡帶造成的[2]，具有較寬的油水過渡帶，具有明顯的底水和邊水天然能量驅(qū)動特征，這一點可從自然能量開發(fā)的油井和注水開發(fā)油井的動態(tài)表現(xiàn)得到進(jìn)一步驗證。依靠自然能量開采的油井，與長6油藏相比，投產(chǎn)初期遞減較小，月平均遞減率19.6%，而長6油藏遞減率在30%～50%。注水開發(fā)油井見注入水后，含水上升幅度大，對應(yīng)注水井關(guān)井或下調(diào)注水量后，對油井日產(chǎn)液量影響不大，且含水下降不明顯，說明A油藏具有一定的邊、底水驅(qū)動能量。在用物質(zhì)平衡方程預(yù)測注采比時，在具體參數(shù)的確定如目前地層壓力下的溶解氣油比和地層油體積系數(shù)等相對比較困難；不同的水侵類型（包括邊水、底水等）可以建立相應(yīng)的滲流方程去求解[3]，但在實際應(yīng)用時，也很難直接計算。

此處以翁文波的Logistic旋回模型為依據(jù)[4]，建立A油藏綜合含水與累積耗水量、綜合含水與累積水油比的數(shù)學(xué)模型，求出在不同含水率條件下，一定產(chǎn)油量指標(biāo)與所需合理注水量的定量關(guān)系式，并根據(jù)開發(fā)動態(tài)進(jìn)行調(diào)整和驗證。

累積耗水量表示采出1 t油所需要消耗的注水量即：

累積水油比表示每采出1 t油的產(chǎn)水量，用下式表示：

將公式（1）、（2）分別代入公式（3）、（4），兩式聯(lián)立對時間求導(dǎo)，可得到不同含水率條件下年產(chǎn)油量與年注水量的關(guān)系公式和注采比計算公式：

方程中的參數(shù)（lnA1、lnA2、B1、B2）可由（8）、（9）式中對 ln(fwec/fw-1)與 Hcum、ln(fwec/fw-1)與 CWOR進(jìn)行線性擬合求出，可得不同含水條件下合理注采比和注水量的表達(dá)式。

將計算出的代入公式（5）、（6），可得到 A 油藏不同含水率條件下年產(chǎn)油量與年注水量、年注采比計算公式：

其中：Wi為油田或區(qū)塊的累注水量，104m3；Qi為油田或區(qū)塊的年注水量，104m3；Wp為油田或區(qū)塊的累產(chǎn)水量，104m3；Qw為油田或區(qū)塊的年產(chǎn)水量，104m3；Np為油田或區(qū)塊的累產(chǎn)油量，104t；Qo為油田或區(qū)塊的年產(chǎn)油量，104t；Do為指數(shù)遞減中的遞減率，常數(shù)；t為開發(fā)時間，a；Qoi為擬合段初始，油田或區(qū)塊的年產(chǎn)油量，104t；fwec為極限綜合含水率，1；fw為階段綜合含水率，1；lnA1、lnA2、B1、B2為翁氏模型中的常數(shù)；A為甲型水驅(qū)特征曲線的截距；B為甲型水驅(qū)特征曲線的斜率；Hcum為1t油所消耗的注水量，m3/t；CWOR為累積水油比，m3/t；γ0為原油的密度，t/m3。

從理論注采比曲線來看，A油藏總體上要保持平衡注水政策，低含水采油期，理論注采比較低，注采比保持在0.8左右；進(jìn)入中高含水期，油藏的合理注采比隨含水率的增大而逐漸增大（圖1）。結(jié)合A油藏實際年注采比與理論注采比對應(yīng)曲線（圖2），當(dāng)實際注采比在理論注采比以下運(yùn)行時，油藏的遞減較小，統(tǒng)計資料顯示，延安組地層壓力保持水平保持在75%左右時，油井含水就有上升趨勢，分析認(rèn)為油藏的邊、底水能量起到了一定的作用，當(dāng)實際年注采比在理論注采比下95%左右浮動時，油藏可以保持較好的開發(fā)動態(tài)，因此將油藏合理年注采比及年注水量調(diào)整為理論年注采比、年注水量的95%。

圖1 A油藏理論年注采比與年綜合含水關(guān)系曲線

圖2 A油藏理論、實際注采比與年綜合遞減率對比曲線

根據(jù)公式（7）、（8），對油藏的年注水量及年注采比進(jìn)行預(yù)測，關(guān)鍵在于對油藏含水率及年產(chǎn)油量的預(yù)測。

1.1 年產(chǎn)油量預(yù)測

目前水驅(qū)開發(fā)油田應(yīng)用最普遍的產(chǎn)量遞減規(guī)律是Arps提出的3種遞減形式，即指數(shù)遞減、雙曲線遞減和調(diào)和遞減[5]，可用來對年產(chǎn)油量進(jìn)行預(yù)測。

延安組A油藏連片開發(fā)區(qū)2009—2015年產(chǎn)油與時間在半對數(shù)坐標(biāo)中成較好的直線關(guān)系，產(chǎn)量遞減符合指數(shù)遞減，相關(guān)系數(shù)：R2=0.988。

由指數(shù)遞減公式：

回歸得直線方程：

從而得產(chǎn)量隨時間的變化關(guān)系式為：

根據(jù)產(chǎn)能遞減規(guī)律，A油藏在不采取任何挖潛措施的情況下，現(xiàn)階段油藏以一恒定遞減率遞減，Do=0.1584,預(yù)測2016年理論年產(chǎn)油量 2.729 1×104t。

1.2 年產(chǎn)水及年綜合含水率預(yù)測

在油田開發(fā)動態(tài)分析中,水驅(qū)特征曲線得到了廣泛的應(yīng)用，它是在油田積累了大量的生產(chǎn)資料的條件下應(yīng)用的,是水驅(qū)油田開發(fā)中后期計算可采儲量的主要方法[6]，也可在年產(chǎn)油量已知的情況下，對年產(chǎn)水量和年綜合含水進(jìn)行預(yù)測?？紤]甲型、乙型、丙型、丁型水驅(qū)特征曲線分別適用于中黏 （3～30 mPa·s）層狀油藏、高黏層狀油藏、含水大于80%的中黏油藏、低黏（＜3 mPa·s）層狀油藏，A 油藏屬中黏層狀油層，選用甲型水驅(qū)特征曲線進(jìn)行預(yù)測。

甲型水驅(qū)特征曲線法：描述水驅(qū)開發(fā)油田的累積產(chǎn)水量與累積產(chǎn)油量之間的半對數(shù)直線關(guān)系，公式如下：

將A油藏實際礦場數(shù)據(jù)代入擬合，相關(guān)系數(shù)R2=0.999 3,得到關(guān)系式為：

將預(yù)測到2016年的累計產(chǎn)油量代入公式（13），計算理論2016年年水量6.128 5×104m3，綜合含水0.692。

1.3 應(yīng)用效果分析

將預(yù)測的2016年年產(chǎn)油量2.729 1×104t、綜合含水 0.692 代入公式（7）、（8），計算 2016 年理論注水量10.488 9×104m3，理論年注采比1.08，合理注水量 9.964 5×104m3。 2016 年實際注水量 9.884 6×104m3，接近合理注水量的99.2%。在此注水量下，油藏實際年產(chǎn)油2.887 6×104t，綜合年含水68.7%，開發(fā)效果較好，油藏年遞減率由2015年的16.6%下降為2016年的9.3%。

2 結(jié)論及認(rèn)識

1）油田注水開發(fā)是一個動態(tài)不斷再平衡的過程，因此在開發(fā)過程中，需要不斷根據(jù)礦場實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)及生產(chǎn)需要進(jìn)行年產(chǎn)油量、年綜合含水的預(yù)測，在此基礎(chǔ)上，對油藏所需合理年注采比及年注水量進(jìn)行預(yù)測。

2）油田開發(fā)中油田配產(chǎn)先于配注，對油藏所需合理年注水量進(jìn)行預(yù)測，必須要遵循客觀規(guī)律，即注采比應(yīng)隨含水率上升緩慢上升，實行注水量動態(tài)調(diào)配（有升有降），有利于油田提高產(chǎn)量，控制含水上升速度。

3）對油田開發(fā)的主要啟示：中低含水期，油田高效開發(fā)，為預(yù)控含水上升，應(yīng)優(yōu)先從控制采油速度入手；中高含水期在控制含水上升的過程中，應(yīng)遵循注采比隨含水率上升（既定事實）而上升、注水量隨產(chǎn)油量增加而增加的客觀規(guī)律，兩者都要避免出現(xiàn)要預(yù)控或控制含水上升而大幅下調(diào)注水量導(dǎo)致注采比下降的情況。

[1]牛世忠,尹麗娜,閆江慧,等．應(yīng)用物質(zhì)平衡方程預(yù)測油田注采比[J]．新疆石油學(xué)院學(xué)報,2003,15（2）：47-49．

[2]高志亮,屈 煒,楊 威.對陜北地區(qū)石油儲量計算中擴(kuò)邊問題的討論[J].西安工程學(xué)院學(xué)報,2001,23（3）：38-41.

[3]王怒濤,陳 浩,張愛紅,等．邊底水油藏水侵量計算最優(yōu)化方法[J]．大慶石油地質(zhì)與開發(fā),2006,25（1）：56-58．

[4]蔣炳金.泌123普通稠油油藏恢復(fù)地層壓力對策研究[D].成都：西南石油大學(xué),2007.

[5]姜漢橋．油藏工程原理與方法[M]．東營：中國石油大學(xué)出版社，2000．

[6]王慶華,王新海,劉世祥．常用水驅(qū)特征曲線在八面河油田中的應(yīng)用[J]．石油天然氣學(xué)報,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

李書靜（1978-），女，高級工程師，目前主要從事油田開發(fā)工作。

尉立崗

2017-05-03