海上油田注水開發(fā)效果評價

耿艷宏

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海上油田注水開發(fā)效果評價

耿艷宏

（中海石油研究總院有限責(zé)任公司/海洋石油高效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100028）

針對海上部分油田注水后存在吸水能力下降、地層壓力保持水平低等問題，從注水量的合理性、注入水的利用率、井組內(nèi)注入效果等方面對海上油田注水開發(fā)效果進(jìn)行了評價，研究了海上油田的合理油水井?dāng)?shù)比、合理的存水率及井組內(nèi)注水的有效利用等問題，得到了海上油田注水的效果評價方法，應(yīng)用此方法對海上LD油田進(jìn)行了注水效果評價，找到了此油田存在的注水量不足、存水率偏低、部分井組存在注水水竄問題，并提出了下步注水調(diào)整的方向。

海上油田；液處理能力；注水利用率；油水井?dāng)?shù)比；存水率

海上油田注水與陸地油田注水相比具有一些難點(diǎn)[1-2]，海上油田可利用面積和空間有限，注水海管、液處理的能力有限，洗井等作業(yè)用水困難，注入水的水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)要求高；海上注水要求設(shè)備尺寸小、重量輕、防腐蝕、效率高和布置緊湊，還必須具有嚴(yán)格的監(jiān)測系統(tǒng)。1988年南海潿州10-3油田注水系統(tǒng)的投產(chǎn)運(yùn)轉(zhuǎn)揭開了海上油田注水的篇章[3]，到2015年底，國內(nèi)海上注水開發(fā)的油田已經(jīng)達(dá)到了42個，2015年產(chǎn)油量也占到了當(dāng)年海上總年產(chǎn)油量的近60%，就連天然水驅(qū)開采了近30年的海相砂巖油田也于2016年開始了注水開發(fā)，因此注水效果評價對海上油田的增儲上產(chǎn)尤為重要。

注水油田的開發(fā)效果基本是通過反映水驅(qū)開發(fā)效果的指標(biāo)進(jìn)行評價的，包括水驅(qū)儲量控制程度與動用程度、能量保持水平、年產(chǎn)油量綜合遞減率、剩余可采儲量采油速度、水驅(qū)狀況、含水上升率、采收率等方面[4]。本文從油水井?dāng)?shù)比的合理性、注入水的利用率、井組內(nèi)的驅(qū)替效果對海上油田注水效果進(jìn)行了評價，以期找到海上注水油田不同開發(fā)階段存在的關(guān)鍵注水問題，為海上油田下步的注水挖潛提供參考。

1 評價思路

1.1 油水井?dāng)?shù)比的合理性評價

注入水量主要通過油田的注采比反映出來。在油田總開發(fā)井?dāng)?shù)一定、單井的最大注入量及最大產(chǎn)出量一定的情況下，油田的注采比跟油田的油水井?dāng)?shù)比是直接相關(guān)的。陸上油田對于合理油水井?dāng)?shù)比的研究較多，普遍認(rèn)為油田的合理油水井?dāng)?shù)比是指油田注水井和生產(chǎn)井井底流壓一定、開發(fā)總井?dāng)?shù)一定的條件下，能夠獲得最高產(chǎn)液量的生產(chǎn)井與注水井的井?dāng)?shù)之比[5-8]。其中文獻(xiàn)[8]考慮因素較全面，考慮了油田注采不平衡、原油密度及體積系數(shù)的影響。將文獻(xiàn)[8]中公式（22）整理后可得到油田的日產(chǎn)液量與油水井?dāng)?shù)比的關(guān)系式：

由于海上油田測試資料少，產(chǎn)液指數(shù)、吸水指數(shù)需要通過計算方法進(jìn)行求解。

海上油田大部分采用定向井多層合采，單井產(chǎn)液指數(shù)在Vandervlis定向井產(chǎn)能公式[9]的基礎(chǔ)上引入層間干擾系數(shù)[10]進(jìn)行修正，表示如下：

開發(fā)特定油藏時，其他因素已確定，吸水指數(shù)的變化主要反映在油層中含水飽和度增加引起的流動阻力變化。已有的文獻(xiàn)[11-12]主要是針對水平井，按不含水時的采液指數(shù)乘以流度近似給出了吸水指數(shù)的計算公式，并不能對后期開發(fā)吸水指數(shù)的變化進(jìn)行預(yù)測。因此選用文獻(xiàn)[13]中的見水后的注入量公式除以注入壓差來計算見水后的吸水指數(shù)，即：

將公式（4）、（5）代入公式（2）、（3）可得到海上油田合理油水井?dāng)?shù)比的公式如下：

1.2 注入水利用效果評價

注水利用率是評價油田注入水利用效果的一項(xiàng)重要指標(biāo)，不僅影響著開發(fā)效果的好壞，而且直接影響著經(jīng)濟(jì)效益的高低。注水利用率的高低可以從兩個方面體現(xiàn)：一是地下存水率的大小，二是在相同注入倍數(shù)下采收率的高低。對于一個既無邊底水侵，又無注入水外溢的封閉油藏，兩者是統(tǒng)一的。本文選用地下存水率來評價油田注入水的利用效果。

確定合理存水率的方法有多種[14-18]，通過海上多個油田的實(shí)際計算應(yīng)用，存水率–含水率圖版法[12]、存水率–采出程度經(jīng)驗(yàn)公式法[15]適應(yīng)性更廣。

存水率–含水率圖版法：

存水率–采出程度經(jīng)驗(yàn)公式法：

1.3 井組內(nèi)驅(qū)替效果評價

若油田的注入水量和存水率都是合理的，但分析具體井組時會遇到這樣的情況，一種情況是雖然生產(chǎn)井周圍部署了注水井，但是生產(chǎn)井周圍地層壓力下降快、注入水無效果，出現(xiàn)這種情況的原因可能是由于對小斷層沒有認(rèn)識到或者對河道認(rèn)識不夠，注水井和生產(chǎn)井不連通導(dǎo)致的；另一種情況是注水井和生產(chǎn)井之間的注入水單向突進(jìn)，兩口井在某一小層存在高滲條帶，發(fā)生水竄。因此，對于具體井組，注入水對生產(chǎn)井是否有效果還需進(jìn)一步評價。評價時應(yīng)結(jié)合地質(zhì)、油藏綜合評價，可從沉積微相、注采對應(yīng)關(guān)系、生產(chǎn)注水曲線、產(chǎn)液吸水剖面、產(chǎn)出水分析、砂體物性等方面綜合分析。

2 應(yīng)用實(shí)例

2.1 油田基本概況

LD油田主體區(qū)為受斷層控制的斷裂半背斜構(gòu)造，含油面積7.74 km2，水深30 m左右，主要含油層段為古近系東營組東二下段，Ⅱ、Ⅲ油組為主力油組，主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣亞相沉積砂體。儲集層有效厚度平均為14.4 m，孔隙度平均為31%，有效滲透率平均為5 000×10-3μm2，具有高孔、中高滲的特征。油田原始地層壓力15.54 MPa，飽和壓力12.2 MPa，油層溫度為61.4 ℃，地層原油黏度平均19.4 mPa·s，原油體積系數(shù)為1.12，地面原油密度為0.877 g/m3。

LD油田于2005年1月投產(chǎn)，9月開始注水，采用五點(diǎn)法面積注水，定向井多層合采，注采井距為400 m。到2013年底，總井?dāng)?shù)52口，井筒半徑為0.12 m，其中油井38口，日產(chǎn)油2 250 m3，日產(chǎn)液6 500 m3，綜合含水率為63.6%，單井生產(chǎn)壓差平均為2 MPa，測井表皮系數(shù)平均為1.6，干擾系數(shù)平均為0.2；水井14口，日注水7 300 m3，存水率為46%，單井注水壓差平均為8 MPa，地層水黏度為0.5 mPa·s，油田液處理能力為15 000 m3/d。

2.2 油水井?dāng)?shù)比的合理性評價

圖1 LD油田巖心測得的相對滲透率曲線

圖2 LD油田日產(chǎn)液量與油水井?dāng)?shù)比關(guān)系（含水率63.6%）

根據(jù)油田2013年底日產(chǎn)液量、含水率及原油地下體積系數(shù)折算，實(shí)際油田地下日產(chǎn)液量為6 783.9 m3，而將2013年底油田的油水井?dāng)?shù)比2.7代入公式（13）得到計算的油田地下日產(chǎn)液量為6 884.2 m3，相對誤差為1.48%，這個結(jié)果證明了公式（6）、（7）、（8）的可靠性。

從圖2可以看出，含水率為63.6%時，油田的最大產(chǎn)液量為8 054 m3/d，對應(yīng)油水井?dāng)?shù)比為1.3。此時的最大液量低于油田的液處理能力15 000 m3/d，因此，LD油田在63.6%含水率時的合理油水井?dāng)?shù)比為1.3，需要9口油井進(jìn)行轉(zhuǎn)注。這也說明了目前含水下油田的注水量是不夠的。

采用同樣的方法，對油田含水率為86.7%時油田的日產(chǎn)液量及油水井?dāng)?shù)比的關(guān)系進(jìn)行了計算，結(jié)果見圖3。從圖3可以看出，含水率為86.7%時，油田的最大產(chǎn)液量15 117 m3/d，對應(yīng)油水井?dāng)?shù)比為1.3。此時的最大產(chǎn)液量高于油田的液處理能力15 000 m3/d，根據(jù)海上油田的特點(diǎn)，取液處理能力下的油水井?dāng)?shù)比為油田的合理油水井?dāng)?shù)比。圖3中顯示15 000 m3/d對應(yīng)油水井?dāng)?shù)比為1.1、1.6，考慮海上油田實(shí)際，取油水井?dāng)?shù)比1.6作為含水率86.7%時油田的合理油水井?dāng)?shù)比。

圖3 LD油田日產(chǎn)液量與油水井?dāng)?shù)比關(guān)系曲線（含水率86.7%）

2.3 注入水的利用效果評價

2.3.1 存水率-含水率圖版法

圖4 LD油田存水率-含水率變化曲線

從圖4中可以看出，在油田注水開發(fā)過程中，隨著綜合含水率的不斷上升，存水率越來越低。在含水55%之后，存水率下降幅度減小，油田的月注采比向1.2的方向變化，油田注入水的利用效果有變好趨勢。

2.3.2 存水率-采出程度經(jīng)驗(yàn)公式法

圖5 LD油田存水率-采出程度變化曲線

綜上所述，根據(jù)存水率–含水率圖版和存水率–采出程度圖版，綜合調(diào)整后，存水率向好的方向變化，注入水的利用效果變好，但與標(biāo)定采收率相比仍然偏低。

2.4 井組內(nèi)驅(qū)替效果評價

以油井A22井為例進(jìn)行分析。油井A22井投產(chǎn)于2005年1月28日，主要生產(chǎn)東二下段II油組1、2小層，此井周圍設(shè)計兩口注水井A14、A43井為其注水，其中水井A14井投產(chǎn)于2007年1月5日，水井A43井投產(chǎn)于2009年8月16日。

水井A43井做吸水測試后顯示主要吸水層位在1小層上部及2小層下部，跟油井A22井的產(chǎn)液層位是一致的，可能存在注入水無效循環(huán)問題。注水井A14投產(chǎn)后2年半內(nèi)生產(chǎn)井A22井不含水，產(chǎn)液量也不隨注水井的注水量變化，說明A14井與A22井連通性較差；而A43井投產(chǎn)后8個月，A22井含水率從0.3%上升到了65.8%，隨著A43井注入量的增加，A22井產(chǎn)液量也增加，說明A43井的注入水推進(jìn)到了生產(chǎn)井井底，造成了注入水水竄。對于此問題，后期可考慮優(yōu)化注采井網(wǎng)改變液流方向。

3 結(jié)論

（1）海上油田合理油水井?dāng)?shù)比需要根據(jù)實(shí)際的液處理能力進(jìn)行合理取值。LD油田含水率為63.6%時合理的油水井?dāng)?shù)比為最大產(chǎn)液量對應(yīng)的油水井?dāng)?shù)比1.3，需要9口油井進(jìn)行轉(zhuǎn)注；含水率為86.7%時，合理的油水井?dāng)?shù)比為液處理能力對應(yīng)的油水井?dāng)?shù)比1.6。

（2）存水率–含水率圖版法、存水率–采出程度經(jīng)驗(yàn)公式法對海上油田的地下存水率的計算具有較好的適應(yīng)性。通過計算得出，LD油田綜合調(diào)整后，存水率向好的方向變化，注入水的利用效果變好，但與標(biāo)定采收率相比仍然偏低。

（3）井組內(nèi)注入水的有效利用需綜合分析。對LD油田A22井組分析后認(rèn)為，注水井A14井對油井A22不受效；注水井A43井對油井A22井雖然受效，但是存在注入水突進(jìn)、形成無效循環(huán)問題。下步調(diào)整方向可考慮優(yōu)化注采井網(wǎng)、改變液流方向，改善開發(fā)效果。

符號注釋

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編輯：岑志勇

2018–02–06

耿艷宏，工程師，1985年生，2010年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）油氣田開發(fā)專業(yè)，現(xiàn)從事油田動態(tài)及油藏工程研究工作。

國家科技重大專項(xiàng)“海上稠油油田開發(fā)模式研究”（2016ZX05025-001）資助。

1673–8217（2018）04–0083–05

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