水驅注采系統適應性評價方法研究與應用

孫為全

（中石油大慶油田責任有限公司第二采油廠地質大隊，黑龍江 大慶163000）

一套井網注采系統的部署是油藏注水開發中最重要的部分，不同注采方式注入水波及體積不同，水驅采收率提高幅度也不同。在開采過程中水驅采收率隨著油田不同含水、不同開發階段中注水井吸水指數和采油井產液指數的變化而變化。因此，為提高采收率，必須要適時、合理地進行注采系統調整，以適應注采系統由弱到強的開發需要［1－4］。但就目前而言，對于井網注采系統適應程度的評價標準還缺乏統一的認識。因此，需要開展井網注采適應性研究，確定多項評價指標及合理的評價標準，從理論上為注采系統調整工作提供有效依據。

1 評價方法的建立

評價井網注采適應性，主要是分析注采井網是否適應油層的發育狀況、注水與采液的匹配能力以及油藏壓力系統的合理程度。因此，選擇合理油水井數比、注水井注水壓力、油井地層壓力、油井流動壓力、注采比和水驅控制程度等6項指標構成評價體系。

1.1 合理油水井數比

合理油水井數比（Row）的值等于吸水指數與采液指數比值的平方根，有2種確定途徑：①利用具有較好代表性的典型相滲透率曲線；②利用油田實際生產數據，通過統計分析不同含水階段采液指數、吸水指數變化趨勢，確定不同含水階段的合理油水井數比。計算公式如下：

式中，IPR為注采比，1；Jl為采液指數，m3／（d·MPa）；Jw為吸水指數，m3／（d·MPa）；Bo為體積換算系數，1；fw為綜合含水率，1。

1.2 注水壓力界限

多層砂巖注水開發油田的合理注水壓力，是在不產生威脅套管安全應力前提下，并能獲得最大產液量的注水壓力。目前主要以低于油層的破裂壓力為依據，即：

式中，Pimax為最高井口注水壓力，MPa；h為油層頂界埋藏深度，m；系數為壓力梯度，0.013MPa／m。

1.3 合理地層壓力

一般要求地層壓力保持在飽和壓力以上和原始地層壓力附近，總壓差應該保持在－0.5MPa左右，最低壓力時，總壓差不能低于－1.0MPa。避免地層原油出現脫氣，影響采收率。

1.4 油井流壓界限

從提高采收率、發揮油井生產能力以及提高泵效的角度考慮，高含水期流壓界限下限為3MPa。

1.5 合理注采比

合理注采比是能夠保持合理地層壓力，使油田具有旺盛的生產能力，降低無效能耗并能取得較高原油采收率的注采比。由于油田開發中各套井網開采對象存在交叉，高含水后期基礎井網注采比的評價標準將0.8作為參考值，一次加密調整井網注采比的評價標準將1.3作為參考值，二次加密井網注采比的評價標準以1.5作為參考值。

1.6 水驅控制程度界限

水驅控制程度反映了水驅儲量的控制程度。其是注入水體積波及系數的反映。參照水驅開發效果評價方法的標準，水驅控制程度在85%以上的為好，80%～85%為較好，75%～80%為中等，70%～75%為較差，低于70%為差。

2 應用

薩東部過渡帶300m地區全區總井數248口，截至2003年全區累積注水5153.75×104m3，累積產油831.35×104t。一次加密井網總井數143口，其中采油井102口，注水井41口，累積注水296.16×104m3，累積產油29.91×104t。年注采比1.21。自然遞減率達20.0%以上。

2.1 薩東部過渡帶300m地區注采系統適應性評價

為改善該區開發效果，對該區開展了注采系統適應性評價。從評價結果上看，區塊注采存在矛盾并主要體現在以下2方面：

1）加密井網油水井數比高于合理值，多向水驅控制程度指標偏低。目前井網油水井數比為2.49，與合理指標相差0.81。井網砂巖水驅控制程度為85.09%，其中單方向占50.61%，多向僅占8.64%。油層動用程度不均，驅油效果差，加密井網含水上升速度加快3.2%。

2）壓力系統不合理，井網產量遞減加快。①部分加密井網注水井啟動壓力高，吸水能力差加密井網注水井開井36口，日配注80m3，日實注61m3。其中完不成配注的注水井16口，油允壓差0.54MPa，日配注70m3，日實注28m3；另有11口注水井頂允壓注水，平均單井油壓13.5MPa，日配注80m3，日實注65m3，油允壓差0.25MPa，兩者所占比例達到加密井網注水井開井數的75.0%。②注入系統注水狀況差，滿足不了井網進一步提高產液量的需求，采油井供液不足，區塊產量遞減加快。③壓力系統不合理，加密井網采油井套損率高，嚴重影響區塊開發效果。

統計沉沒度低于100m采油井有34口，占開井數的41.46%，單井沉沒度34.7m。產量小于2t的低效采油井52口，占開井數的63.41%，平均日產油0.67t。另有因供液能力差而低效關井的采油井20口，占總井數的19.61%。使井網自然遞減率連續2年達到20%以上。

統計21口油水井測壓資料，加密井網注采壓差≥20.0MPa，高于合理界限近2MPa。極易引發套損。

目前薩東300m地區套損率已達14.86%。其中加密井網油水井套損較為嚴重，套損井數占全區套損井數的77.27%。2003年又新增6口，嚴重影響區塊開發效果。

2.2 注采系統調整

通過解剖分析，確定現井網布井方式對所開采的薄差油層已表現出不適應，注采關系不協調，為此，依據宏觀評價標準，對該區實施注采系統調整。

2004年，轉注采油井17口，補孔轉注9口，共補射100個沉積單元，平均單井補射砂巖11.5m，有效1.7m。轉注后加密井網油水井數比由2.49∶1下降到1.64∶1。砂巖和有效厚度水驅控制程度分別提高4.54%和4.79%，多向水驅控制程度分別提高16.75%和15.98%。完全達到了合理指標的要求。

轉注3個月后，井區41口新、老井網未措施采油井初見效果，受效前后對比，日增液140t，日增油13t，綜合含水下降0.18%。轉注當年，區塊自然遞減率8.95%，與轉注前對比，減緩17.24%，含水上升速度由調整前的2.88%減緩到0.69%，減緩了2.19%。2005年，區塊產量不遞減，含水上升速度減緩到0.48%。井網注水壓力下降0.46MPa，壓力系統得到調整。套損速度較調整前明顯減緩。同時方案預計提高采收率0.54%，增加可采儲量9.68×104t。開發效果得到改善。

3 認識和結論

1）宏觀評價指標的確定符合油田開發規律，可以滿足對現井網注采系統適應狀況的宏觀評價。判定注采系統調整潛力，為今后分析井網注采適應性提供理論依據。

2）由于在高含水后期開發階段，油田各套層系間并不完全獨立，開采對象存在交叉，因此利用該評價體系來完善井網間的注采系統是不夠的，還需將評價工作落實到單砂體上，才能更好地解決井網注采系統不適應的矛盾，滿足高含水開發后期油田精細開發的需要。

［1］劉丁曾.多油層砂巖油田開發 ［M］.北京：石油工業出版社，1986.

［2］王乃舉.中國油藏開發模式總論 ［M］.北京：石油工業出版社，1999.

［3］金毓蓀.論陸相油田開發 ［M］.北京：石油工業出版社，1997.

［4］趙翰卿.松遼盆地北部大型河流－三角洲體系砂體沉積模式和非均質特征研究 ［M］.北京：石油工業出版社，1992.