边水油藏合理注采比确定方法研究_崔传智

对油藏开发中如何确定合理注采比的几点看法作者：***来源：《商情》2019年第11期【摘要】注水开发油田在长期注水之后，不可避免地产生一部分无效注水，本文运用理论推导和实际资料相结合的方法，引入了“有效注采比”的概念，通过对一个油田（或单元）无效注水比例的测算，确定出在不同压力保持水平、不同采液速度下的注采比及在合理压力保持水平，合理采液速度下的合理注采比，为油田进行合理的配产配注提供理论依据。

【关键词】油田开发注采比无效注水压力水平随着油田开采程度的加深，开采状况发生了变化，不可避免地形成一部分无效注水，按照理论计算的注采比进行配产配注，就会使地下的注采平衡遭到破坏，地层压力将会持续下降。

本文通过测算油田（或单元）无效注水比例，消除无效注水对合理配产配注的影响，确定不同压力保持水平、不同采液速度下的注采比，为油田进行合理的配产配注提供科学理论依据。

实例计算表明，运用油田（或单元）实际产液量、总压降和注采比资料进行回归，可以定量计算无效注水比例，确定任一压力水平、采液量下合理注采比。

在含水90%～95%阶段，某油田区块合理注采比为1.14；Ⅳ1-3单元合理注采比为1.18。

只有完善开发方案，优化措施工作，提高油田管理水平，才能减少无效注水量，提高注水利用率，改善注水开发效果。

注水开发油田是通过注水来保证油井具有旺盛生产能力的。

为达到较好的开发效果，一般是通过注采平衡来实现的，而要达到注采平衡就必须有一个合理的注采比。

油田开发初期，合理的注采比是通过理论计算获得的，随着油田开采程度的加深，地下地质条件越来越复杂，井况越来越差，这样就不可避免地形成一部分无效注水，按照理论计算的注采比进行配产配注，就会使地下的注采平衡遭到破坏，地层压力将会持续下降。

通过对无效注水比例的测算，来确定油田开发中后期的合理注采比。

1注采比平衡原理对于弹性一水驱油藏，根据注采比平衡原理有：2无效注水比例测算运用油田（或单元）的实际△P/Q t值与IPR回归，回归系数值a总是大于或等于1，当一个油田（或单元）不存在无效注水或无效注水比例较小时，a值接近于1，当一个油田（或单元）的无效注水比例较大时，则a值大于1，无效注水比例S=1-（1/a）。

水驱油藏中微观注水倍数计算方法崔传智;田彬;郭金城;张进平;张传宝;庞丽丽【摘要】常规岩心驱替实验中的注水倍数与整个油藏中注水倍数不一致,导致岩心驱替实验成果难以较好的应用到油藏开发计算中,因此需要知道地层中的微观注水倍数(也有的称为过水倍数)的分布,该微观注水倍数要求与岩心驱替实验中的注水倍数相一致.以五点法井网为例,确定了地层中的流线分布.流体是沿流线做一维流动,将每一条流线可看作是由若干个岩心连接而成,这样通过一维水驱油理论,可计算得到流线上的饱和度分布以及每个岩心的注水倍数,从而确定地层中的微观注水倍数分布.可以将岩心驱替实验的注水倍数与地层中的微观注水倍数相匹配.对于如何将岩心驱替实验结果应用到油藏开发指标计算中提出了合理的解决办法,具有重要的理论和实际意义.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2014(014)023【总页数】4页(P184-187)【关键词】水驱油藏;微观注水倍数;流线;驱替实验【作者】崔传智;田彬;郭金城;张进平;张传宝;庞丽丽【作者单位】中国石油大学(华东)石油工程学院,青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,青岛266580;中石化胜利油田地质科学研究院,东营257000;东辛采油厂,东营257094;中石化胜利油田地质科学研究院,东营257000;东辛采油厂,东营257094【正文语种】中文【中图分类】TE331.2一般情况下注水倍数指的是累积注水量与油层总孔隙体积的比值，作为一个油藏整体，注水开发到特高含水期，其累积注水倍数在1～4 之间［1，2］。

岩心驱替实验是常规的，也是重要的一种实验手段。

通过该实验可以获得很多重要的有用的资料，如不同注水倍数对应的驱油效率、储层渗透率等的变化;但这些资料在应用到实际油藏中时存在较大的困难，原因在于常规岩心驱替实验得到的注水倍数通常达到几十、几百［3—5］，远远大于实际油藏的注水倍数;也就是说岩心驱替实验的注水倍数已不是传统意义上整个油藏的注水倍数。

预测水侵油藏合理注采比的最优化方法
王洪峰;刘蜀知;李志军
【期刊名称】《新疆石油科技》
【年(卷),期】2004(014)003
【摘要】对于一个天然水侵油藏合理注采比的研究,以往文献多为以经典的物质平衡方程为基础,利用水驱特征曲线规律,建立注采比的数学模型,但是该种方法存在较多的误差,文章以现代数学中的最优化理论作为建立合理注采比数学模型的数学手段,建立合理注采比的最优化数学模型,可以大大改善该种状况.实例证明,最优化法预测注采比模型与技术是正确和有效的.
【总页数】4页(P13-15,22)
【作者】王洪峰;刘蜀知;李志军
【作者单位】石油工程学院,615000,四川新都;石油工程学院,615000,四川新都;石油工程学院,615000,四川新都
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.边底水油藏水侵量计算最优化方法 [J], 王怒涛;陈浩;张爱红;罗兴旺;张艳梅
2.延安组油藏中高含水期合理注采比预测方法研究——以安塞油田A油藏为例 [J], 李书静;张天杰;杨剑;李莉;温柔;马爽;李兰琴
3.卫317断块高渗油藏层间挖潜与合理注采比的研究与应用 [J], 武伟飞
4.王家湾长2油藏合理注采比研究 [J], 史鹏涛;陈朋刚
5.确定合理注采比提高高含水期油藏开发效率 [J], 刘世英;同鸿文
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92前言注采比反映油田注水开发过程中产液量与注水量和地层压力之间的关系，油田进入到开发后期地层含水升高，需要进行适当调整水井配注来满足生产需求。

注采比的大小直接影响地层压力的高低，注采比过高将导致注入能量升高，甚至超过地层破裂压力，注采比较低时，能量不足，产液量无法满足生产要求，合理注采比是油田正常生产的重要保证。

所以，根据油田实际地质特点与开发状况，有的放矢地调节注采比，对地层压力水平进行能动地控制，是实现整个开发注采系统最优化的一个重要方面。

一、研究区概况沈84-安12块高凝油注水砂岩油藏作为沈阳油田的主力开发区块，其含油层位为S3，沉积相为扇三角洲水上平原-水下分流河道，储层岩性为不等粒砂岩及含砾砂岩，平均孔隙度为22.5％，泥质含量为6.5％，渗透率平均为0.396μm ２，变化区间为0.15-1.6μm２，最大渗透率与最小渗透率相差1400倍，非均质性严重，孔隙结构类型为大孔细喉不均匀型，属中渗油藏。

1986年投入开发，1987年起就开始采用反九点面积法注水。

二、合理注采比的确定合理注采比的确定应能满足产液量合理增长，以及地层压力得以保持或合理恢复的需要。

1.注采比与压力变化速度的关系(1)式（1）中即为注采比与产液量、含水率、水的体积系数、油的体积系数、地质储量、岩石压缩系数、地层压力恢复速度的关系式。

2.注采比与注采压差及注入速度的关系(2)式（2）即为注采比与注入速度、压力恢复速度的关系式。

式中：Pw-水井地层压力，MPa；Po-油井地层压力，MPa；qL-油井产量，t/d；q i-注水量；μｏ-原油粘度，MPa·ｓ；μｗ－水相粘度，MPa·ｓ；Ｋ-油层渗透率，10-3μm2；ｈ-油层厚度，ｍ。

并根据式（2）计算得到的不同注入速度下注采比与压力恢复速度的关系。

3.合理注采比的确定用范函数法研究了不同注入速度下的合理注采比。

设计了３个系列方案，每个系列的注入速度分别为0.1pv、0.2pv、0.3pv。

合理注采比计算方法研究作者：石亚男来源：《科技视界》2016年第23期【摘要】合理的注采比可以有效缓解储层非均质性引起的开发矛盾，使目前地层压力保持相对平衡，确保油田持续稳产，控制含水上升速度。

本文将物质平衡理论法与水油比方法相结合进行合理注采比的计算，过程中既考虑了地层压力与含水的合理性，又考虑了无效注水的影响，最终得到可信度较高的计算结果。

【关键词】注采比；物质平衡理论；水油比关系法0 引言注采比是主要的油田开发参数之一，保持合理注采比具有重要意义：一是保持地层能量充足，二是控制含水上升速度，提高采收率。

但合理注采比的计算一直是油田开发工作的难点，本文以杏北开发区X区块为例，对区块内不同井网的合理注采比进行了计算。

1 物质平衡理论1.1 物质平衡原理运用物质平衡原理，确定压力恢复速度与注采液量差间的关系，再根据年注采液量与注采比的关系，确定压力恢复速度与注采比、含水率间的关系。

通过乙型水驱规律预测2014年各井网生产数据，再运用注采比公式计算2014年各井网的注采比，原井网为0.731，一次井网为1.237，二次井网为1.793，三次井网为1.262； 2014年的实际生产数据计算的实际注采比为原井网0.714，一次井网1.21，二次井网1.76，三次井网1.29，两者相对误差均低于2.4%，预测结果可靠性较高。

分析造成误差的原因主要有三项：生产数据记录的准确性，地层压力测试数据的精度以及拟合公式的近似处理造成的估算误差。

2 水油比方法2.1 水油比方法原理以水驱油动态方程为基础，建立预测注采比变化规律的通用数学模型，曲线模型表明，注采比变化过程是水油比单值的函数。

利用上述公式对2014年不同井网进行注采比预测，可得原井网0.743，一次井网1.256，二次井网1.791，三次井网1.316。

2014年的实际注采比：原井网0.714，一次井网1.21，二次井网1.76，三次井网1.29，各井网相对误差均小于4.1%，预测结果可信。

封闭油藏注水开发阶段注采比计算新方法贾英兰;贾永禄;周霞;景洋;聂仁仕【摘要】目前的阶段注采比计算方法只考虑了地层压力或含水率等单个因素的影响，而实际开发中，注采比的大小受油藏压力、含水率、累积水油比等多因素的影响。

针对这一问题，利用累积注水量与累积产油量的半对数关系式，结合封闭油藏物质平衡方程，推导了阶段注采比与累积产油量、地层压力和含水率的关系式。

再利用累积产油量与含水饱和度的关系式、两种不同相对渗透率与含水饱和度的关系式，推导了两种阶段注采比的计算关系式。

最后，实例计算结果表明：研究的计算方法可用于封闭油藏注水开发的阶段注采比计算与预测。

%At present,the calculation methods of stage injection-production ratio only considered a single factor,such as formation pressure or water cut;however,the stage injection-production ratio is controlled by many factors,such as formation pressure,water cut and cumulative water-oil production ratio in real development. To solve the problem,we derived the relationship formulation of stage injection-production ratio with cumulative oil production,formation pressure and water cut using the semi-logarithmical curve of cumulative water injection with cumulative oilproduction,combining the material balance equation of closed reservoir. Then two calculation formulations of stage injection-production ratio were further derived using the relationship formulation of cumulative oil production with water saturation and the two relationship formulations of relative permeability with water saturation. At the end,calculations of stage injection-production ratio using the above two calculation formulations foran example closed reservoir with water-injection development history showed that the new calculation methods are applicable and useful.【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2014(000)001【总页数】6页(P89-94)【关键词】封闭油藏;注水;阶段注采比;含水率;相对渗透率【作者】贾英兰;贾永禄;周霞;景洋;聂仁仕【作者单位】油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学，四川成都610500; 中国石油青海油田分公司天然气处，甘肃敦煌 736202;油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学，四川成都 610500;中国石油西南油气田勘探开发研究院分析实验中心，四川成都 610000;中国石油川庆钻探工程有限公司，重庆江北 400020;油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学，四川成都 610500【正文语种】中文【中图分类】TE15贾英兰，贾永禄，周霞，等．封闭油藏注水开发阶段注采比计算新方法[J]．西南石油大学学报：自然科学版，2014，36（1）：89–94．Jia Yinglan,Jia Yonglu,Zhou Xia,et al．New Calculation Methods of Injection-production Ratio for Water-injecting Development Stage in Closed Reservoirs[J]．Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2014，36（1）：89–94．注水是最常见的提高油藏采收率的方式，许多油田都采用注水方式开发[1-2]。

油田注水配注合理注采比计算方法研究杨国红;尚建林;王勇;王福升;汤传意;李建国【摘要】In order to stabilize the oil production, control water cut and realize the reasonable and effective oilfield development, it is necessary to determine the reasonable allocation quantity or the injection-production ratio. On the basis of the theory formula used in the reservoir engineering method, a new formula that injection-production ratio changes with water ratio is established. This method intuitively expresses the relationship of the oilfield cumulative oil production and water ratio and the relationship that the oilfield injection-production ratio changes with the water ratio. Its advantage is that if a future oilfield water ratio is given, the reasonable injection-production ratio can be determined. The calculation by an example shows that the calculated result is reliable by the relationships. The method of calculating parameters is simple, and it is very suitable for the reservoir which only has less production static and dynamic parameters.%为了稳定油藏原油产量、控制含水上升速度,需要确定油藏在注水开发过程中的合理配注量或注采比.通过应用油藏工程方法中广泛使用的经验公式和理论公式推导出了新的注采比随含水率变化预测模型.该模型直观表达了油田累积产油量与含水率关系及油田注采比随含水率变化的关系,其特点在于给定未来某一时刻油田含水率,就能确定其合理注采比.通过实例计算表明,应用该关系式计算结果可靠,参数获取简便,可用于指导生产静动态参数录取较少的区块油藏进行配注计算.【期刊名称】《成都理工大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2013(040)001【总页数】6页(P44-49)【关键词】注水;配注;注采比;含水率;累积产油量【作者】杨国红;尚建林;王勇;王福升;汤传意;李建国【作者单位】新疆油田公司百口泉采油厂,新疆克拉玛依834000【正文语种】中文【中图分类】TE357到目前为止国内外大多数油田主要采用水驱方式进行开发［1－4］并取得较好的效益，合理的配注量是保持油田高效开发的重要保证，特别是油田中高含水期，保持地层压力，稳定产量，控制含水上升速度成为工作的重点。

已开发油藏注采比确定方法研究魏斌;李敏;康梦娜【摘要】随着油田注水开发的不断深入,注水开发过程中的各种问题凸显出来,由于目前缺少针对性的注水开发技术政策,已严重制约了油田注水的高效开发,亟待开展相关技术研究攻关,其中合理注采比的确定是制定有效注水开发技术政策的一个关键环节.注采比是油田开发动态分析的一个重要指标,合理的注采比不仅能够保持合理地层压力、减缓含水上升速度,同时也能够使油田具有旺盛产能并取得较高的采收率.关于注采比的确定方法,目前主要有物质平衡法、最优化方法、不平衡系数法、多元回归法及注采比与水油比关系法等,其中物质平衡法以其依赖地质资料少、计算方法和程序简单等优点得到广泛应用.本文针对已开发油藏,列出三种结合物质平衡确定注采比的研究方法.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2014(000)021【总页数】2页(P148-149)【关键词】已开发油藏;采收率;注采比;物质平衡方法【作者】魏斌;李敏;康梦娜【作者单位】西安石油大学,陕西西安 710065;西安石油大学,陕西西安 710065;西安石油大学,陕西西安 710065【正文语种】中文【中图分类】TE357.6+2对于油气藏，物质平衡方程的建立相对比较简单，但其应用领域确很广泛。

物质平衡法能确定油气藏的地质储量，判断油气藏有无边底水的侵入（即识别油气藏类型），并且可以计算和预测油气藏天然水侵量的大小，进行油气藏动态预测与估算采收率等。

物质平衡方法只需要高压物性资料和实际生产数据，计算的方法和程序比较简单。

因此，它己成为常规油气藏分析方法之一，广泛应用于国内外的各油气藏中。

利用物质平衡法，可以计算不同类型油藏（岩性和构造）、不同注采比下压力恢复速度或含水率，而压力恢复速度和含水率是衡量注采比合理与否的一个重要参数，可结合多元回归方法、水驱规律，精确确定注采比。

1 物质平衡方法物质平衡方法，确定步骤如下：①根据地质储量N、综合压缩系数Ct、原油原始体积系数Boi和目前体积系数Bo 代入下式：②假定某一压力恢复速度，设定不同的含水率fw，计算相应的注采比，或设定不同的注采比，计算相应的含水率。

油藏开发过程中存在的问题及调整建议探讨本文研究了油藏在开发过程中存在的问题及下步开发手段的调整建议。

开发以来，切6区E31水驱动用程度呈逐年下降趋势，水驱储量动用程度有进一步提高的空间，有望通过中高含水期水井调剖、分层酸化和井网调整等工作，减缓层间干扰，改善注水效果，从而达到提高油层供液能力、减缓递减、增加油藏可采储量的目的。

标签：开发;水驱;注采井网昆北油田从试采到正式开发，对切六区E1 3油藏在构造、储层研究等方面的整体认识虽然一直在不断加深，油藏在合理利用边底水能量的情况下，生产情况良好。

近年来，E1 3油藏陆续实施了一些针对油藏生产现状的措施，油藏生产情况一直较好，但是2014年初以来油藏呈现整体液量下降的趋势，油藏产量从2014年初的日产122吨下降到目前日产95吨，2014年10月油藏自然递减已经超过10%。

1、油田开发现状截止2015年11月底，切6区E1 3油藏共有油井12口，开井12口，日产油78.03t，平均单井日产油6.5t/d，月产油0.2341×104t，日产液155.8t /d，综合含水49.92%，累计产油31.5624×104t，累积产水13×87104m3;注水井12口，开井12口，平均单井日注13.32m3/d，月注采比0.81，累积注水量48.0301×104m3，累注采比0.86。

2、开发过程中含水上升的原因分析综合储层物性、油水分布、水质分析等资料，开展注水见效及油井来水方向分析等研究，认为油藏含水上升主要原因如下：2.1 地层水与注入水突進导致含水快速上升。

切6区E1 3油藏Ⅰ-12小层砂体分布稳定，有统一的油水界面，存在注入水、地层水突进现象。

例如：切六-H206井位于切6区E31油藏含油边界附近，2008年11月投产后到2009年11月切六-207井转注期间，无人工注水补充能量，动液面和产液量保持稳定，含水上升快，氯离子含量有所上升，应为地层水突进所致;2010年上半年，含水再次开始上升，氯离子含量有所下降但仍高于初投产时的含量，是注入水与地层水共同作用结果;切六-201井2008年10月投产，液量、产量、含水、液面一直稳定，切六-216井2010年10月开始注水，切六-201井含水上升，同时氯离子含量下降，说明注入水快速突进。

合理注采比的研究与应用作者：赵野来源：《中国石油和化工标准与质量》2013年第01期【摘要】注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况，反映产液量、注水量与地层压力之间的一个综合性指标，是规划和设计油田注水量的重要依据。

本文在确定与合理注采比有关的因素基础上，综述了常见合理注采比预测方法，并从多角度定性分析了导致低渗透油田实际注采比值偏高的影响因素，最后利用多因素调控的注采比模型结合动态开发历史数据对C区块进行了合理注采比的预测，从而指导了2012年C区块的水量调整。

【关键词】注采比低渗透1 影响阶段合理注采比的因素阶段注采比的变化会影响到产液量、含水率、地层压力、累积注采比和累积产液量的变化，因此这些参数也就是影响阶段注采比的因素。

1.1 相对采液指数（JL）相对采液指数是指阶段采液量与初始采液量的比值。

利用平面径向流公式得出相对产液指数表达式JL=Kro+（μo/μw）×Krw 1.2 水油比（WOR）利用油藏工程方法可以推导出注采比是水油比单值函数。

一般来讲，随着含水的上升，注采比是上升的，但到某一极值后，含水上升，注采比降低。

根据砂岩油田注采比曲线的通用预测公式及矿场实践检验证明水油比的变化是影响注采比曲线形态的主要因素。

1.3 油井地层压力（PO）地层压力的变化是受粘度等原油物性，厚度、孔隙度、渗透率等储层物性，油水井间距、油水井数比等井网方式影响的变量。

在油田开发过程中，地层压力水平对注采比的影响较大。

2 常见合理注采比预测方法综述常用的注采比预测方法有矿场统计法，多元回归法等。

2.1 矿场统计法油藏合理的注采比，通常主要根据油藏在注水开发过程中的动态资料来确定当前或阶段注采比，即根据阶段注采比和压力恢复速度的关系来确定。

2.2 多元回归法阶段注采比的变化会影响到产液量、含水率、地层压力、累计注采比以及累计产液量的变化，多元回归方法与其它方法相比，能从影响注采比的多个因素出发建立符合某个油田的具体模型，从而预测的注采比精度较高。

NK气顶边底水油藏合理注采比确定
李生伟;李洪成;冯兆伟;秦学岗
【期刊名称】《内蒙古石油化工》
【年(卷),期】2024(50)2
【摘要】注采比是研究注水开发油田地层压力的重要依据,是反映油田产液量、注水量和地层压力三者之间关系的综合指标。

带气顶的边底水油藏驱替能量较为复杂,计算的注采比精度不高,直接影响油田开发效果。

本次以物质平衡方程为基础,提出了综合考虑边底水能量、地层脱气等因素,对NK油田合理注采比进行了论证,较好地指导了油田生产,为油田开发制定合理技术政策界限提供了依据。

【总页数】5页(P101-105)
【作者】李生伟;李洪成;冯兆伟;秦学岗
【作者单位】中国石油吐哈油田分公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.6
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1.气顶底水油藏油井最佳射孔井段确定新方法
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第29卷第3期油气地质与采收率Vol.29,No.32022年5月Petroleum Geology and Recovery EfficiencyMay 2022—————————————收稿日期：2021-10-13。

作者简介：崔传智（1970—），男，山东青州人，教授，博士，从事油气渗流理论、油气田开发技术研究工作。

E-mail ：***************。

基金项目：国家自然科学基金项目“致密油藏多段压裂水平井时空耦合流动模拟及参数优化方法”（51974343），国家科技重大专项“平面分区均衡动用主控因素及优化调控方法研究”（2016ZX05011-002-003），中国石化科技攻关项目“整装油田特高含水期流场调控优化方法研究”（P16100），中国石油大学（华东）自主创新科研计划项目（理工科）“致密油藏CO 2注采耦合前缘运移规律研究”（20CX06089A ）。

文章编号：1009-9603（2022）03-0085-07DOI ：10.13673/37-1359/te.202107010水驱油藏高含水期耗水条带表征指标及分级方法崔传智1，2，韩兴源1，2，邴绍献3，黄迎松3，李伟忠3，刘丽杰3，吴忠维1，2（1.非常规油气开发教育部重点实验室，山东青岛266580；2.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580；3.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营257015）摘要：水驱油藏易发育不同程度的耗水条带，从而降低油藏开发效果，因此研究耗水条带表征、定量分级及其分布特征对进一步挖潜水驱油藏具有重要意义。

为此，建立考虑储层渗透率、原油黏度及含水饱和度的耗水条带定量表征指标，再从技术（渗流能力）、经济等角度，建立耗水条带分级方法，并将其运用于某油田实际区块。

研究发现，随着原油黏度降低，高耗水条带和极端耗水条带形成时对应的拟耗水率变小，发育加快；随着储层渗透率的降低，经济高耗水条带消失且出现非经济低耗水条带。

收稿日期:2005-07-25;修订日期:2005-11-07;作者E-mail:guangchaoli@第一作者简介:李广超(1970-),男,河南太康人,工程师,1994年毕业于石油大学(华东)开发系采油工程专业,现为中国地质大学(北京)能源学院博士研究生,从事油藏工程及油气田开发研究工作水驱砂岩油藏开发后期确定合理注采比的一种方法李广超1,刘大锰1,李广智2,宋志谦2,樊长江1(1.中国地质大学能源学院,北京 100083;2.河南南阳油田采油一厂,河南 南阳 473132)摘 要:确定水驱开发油藏的合理注采比是现代油藏管理的重要任务之一.水驱开发油藏的注采比是否合理直接影响着油藏地层压力保持水平及生产能力.利用物质平衡方程,依据注采平衡原理,推导出在油藏稳定生产时地层压降与注采比的关系,由实际矿场资料拟合出相关系数,通过合理地层压降来确定合理注采比,为油藏开发后期生产管理提供依据.双河油田437块、438块、Ⅴ上、Ⅶ上等4个开发单元的实例证明,这是一种计算简便、行之有效的方法.在宏观油藏管理上,该方法对于指导高含水期开发阶段油田的注水调整有一定的指导意义和实用价值. 关键词:水驱油藏;开发后期;注采比;地层压降;注采平衡水驱砂岩油藏注采比是油田配产配注的一项重要指标.注采比是否合理直接影响着地层压力保持水平及油层生产能力,合理注采比的确定应能满足对地层压力保持合理水平及产量的要求.油田在确定合理注采比时常缺乏一种简便有效的方法,多是凭借经验来确定,不利于提高油藏整体管理水平.笔者利用物质平衡方程从注采平衡原理入手,采用理论推导与实际资料拟合相结合的方法,通过合理地层压降来确定合理注采比.1 理论公式推导对于弹性水驱砂岩油藏,根据注采平衡原理[1]:L i e W P K W W =∆×++1 (1) γ/1O t B C N K ××= (2)P O P L W B N W +×=γ/ (3)式中:W e ——累积水侵量,×104 m 3;W i ——累积注入体积,×104 m 3; W L ——累积采出量,×104 m 3; W p ——累积产水量,×104 m 3; K 1——弹性产率,×104 m 3/MPa; N ——地质储量,×104 t; △P ——地层压降,MPa; N p ——累积产油,×104 t;B o ——原油体积系数; γ——原油相对密度;C t ——岩石综合压缩系数,MPa -1. 将公式(1)中各项对时间进行微分得:tW t P K t W t W Li e d d d d d d d d 1=∆×++ (4) 注采比: LiW W IPR d d =,则有:t W IPR t W Li d d d d ×= (5) 对于定态水侵油藏,有: P K tW Q ee ∆×==2d d (6) 式中:K 2——水侵系数,×104 m 3/(a ･MPa); 把(5)、(6)式代入(4)式整理得:dtPd K dt dW IPR P K L ∆×−−=∆×12)1( (7) 当油藏稳定生产时,tW Q LL d d =为定量,则对(7)式进行积分并整理得:tK K L L e Q K IPR P Q K IPR P )(2212)1(1−××−−∆+×−=∆ (8)当t →∞时,则∞→t k k 1282新 疆 地 质0)1()(212→××−−∆−tK K L e Q K IPR P因此由公式(8)得到:P Q K IPR L∆−=21 (9)既当∞→t k k 12,油藏处于稳定生产时,地层压降△P 与注采比IPR 呈线性关系,因此只要确定了两者之间的具体关系式,即可根据合理地层压降来确定合理注采比.但是由于实际中注采比受多种因素的影响,一般情况下,满足上述公式中的条件难以达到,水侵系数K 2也难以确定,所计算的结果误差很大.实际中可用矿场资料拟合出上述关系式,就可以用合理地层压降来确定合理注采比IPR .2 应用实例以双河油田437块、438块、Ⅴ上、Ⅶ等4个开发单元为例,这4个开发单元都经过20多年的开发,目前都已进入开发后期,年产液量基本稳定,可以认为,地层压降与注采比IPR 呈线性关系,设关系式为: b .+=∆IPR a P (10)式中:a 、b ——线性回归系数.4个开发单元的实际地层压降与注采比IPR 关系及拟合曲线见图1~4.图1 双河油田437块注采比与压降关系Fig.1 Relationship between the injection-production ratio and the pressure decline in Block 437 in Shuanghe Oilfield从各图看出,各开发单元的地层压降与注采比线性相关性较好.根据双河油田合理地层压力研究1, 437块、438块、Ⅴ上、Ⅶ等单元的原始地层压力分1赵玉欣.双河油田合理压力结构研究,2000别为14.64 MPa 、15.16 MPa 、16.7 MPa 、19.23 MPa,图2 双河油田438块注采比与压降关系Fig.2 Relationship between the injection-production ratio and the pressure decline in Block 438 in Shuanghe Oilfield图3 双河油田Ⅴ上层系注采比与压降关系Fig.3 Relationship between the injection-production ratioand the pressure decline in upper Ⅴ-stratain Shuanghe Oilfield图4 双河油田Ⅶ层系注采比与压降关系Fig.4 Relationship between the injection-production ratio and the pressure decline in Ⅶ-strata in Shuanghe Oilfield合理地层压力分别为12.44 MPa 、12.89 MPa 、14.20 MPa 、16.35 MPa,则合理地层压降分别为2.20 MPa 、2.27 MPa 、2.51 MPa 、2.88 MPa,由各单元回归式分别计算出其对应的合理注采比(表1).表1 各单元合理注采比计算结果Table 1 Calculated suitable injection-productionratio of each unit开发单元回归公式相关系数合理地层压降/MPa合理注采比437块P = -6.5IPR+10.2 R2=0.7581 2.20 1.23 438块△P = -6.5IPR+10.1 R2=0.6435 2.27 1.20 Ⅴ上△P = -8.2IPR+9.9 R2=0.8312 2.51 0.90 Ⅶ△P =-9.4IPR+12.9 R2=0.8880 2.88 1.06由计算知,要使双河油田437块、438块、Ⅴ上、Ⅶ等单元的地层压力保持在合理水平上,则其注采比要分别保持在 1.23、1.20、0.90、1.06.事实上,2005年6月,437块、438块、Ⅴ上、Ⅶ等单元的实际注采比分别为0.74、0.66、0.82、0.98,实际地层压力水平分别为 60.93%、53.96%、84.32%、88.14%.显然,Ⅴ上、Ⅶ2个单元的实际注采比比较接近合理值,其地层压力保持水平较高,而437块、438块2个单元的实际注采比远远低于合理值,则其地层压力水平非常低,在以后的开发过程中急需提高实际注采比,提高油藏压力水平,使油藏保持充足的能量. 3 结论与认识(1) 理论推导与矿场资料拟合相结合,利用合理地层压降能够确定合理注采比,为开发生产中配产配注提供依据,指导油田合理调配注水量.(2) 本方法适用于未饱和的水驱砂岩油田稳定生产,是油田开发后期确定合理注采比一种实用、有效的方法,即适应于整个油田,也适应于具体开发单元、小层等.(3) 理论上当累计注采比等于1时,压降应该为零.由回归公式计算的合理注采比大于1,实际上是实际生产管理中由于注水量计量误差和注水损失造成的,如管线漏失实际没有注入到油藏中.参考文献[1] 方凌云.水驱砂岩油藏动态分析方法[M].北京:石油工业出版社,1998.A NEW METHOD USED TO DETERMINE THE SUITABLEINJECTION-PRODUCTION RATIO FOR WATER-FLOODINGRESERVOIRS AT LATER STAGESLI Guang-chao1, LIU Da-meng1, LI Guang-zhi2, SONG Zhi-qian2, FAN Chang-jiang1(1.Energy College China University of Geosciences, BeiJing, 100083, China; 2.1st production factory of Henanoil field, Nanyang, Henan, 473132, China)Abstract: It is one of most important tasks in modern reservoir menagement to determine the suitable injection-production ratio. Injection-production ratio (IPR) directly affects the pressure maintenance and the productivity of reservoirs. Based on the material-balance equation and the theory of injection-production balance, we derived the relationship between the pressure decline and the injection-production ratio from when the reservoir has a stable production. Then we proposed the suitable injection-production ratio for the production management at later stages of reservoir development with the correlation factor derived from regression analysis. Instances of four developing units in Shuanghe oilfield, including Block 437, Block 438, Block Ⅴand Block Ⅶ, show that this method is a simple and effective one. It should be meaningful and useful for the adjustment of water injection in oilfields at high water-cut stage of production. Key words: Water-flooding reservoir; Later stage of production; Injection-production ratio; Reservoir pressure decline; Balance of injection and production中英文翻译服务史晨洁 B.Sc.加拿大卑诗省翻译协会会员Email: cjgosse@shaw.ca English-Chinese Translation ServicesSHI Chen-jie B.Sc. Associate Member of The Society of Translators and Interpreters of British Columbia, CanadaEmail: cjgosse@shaw.ca本人毕业于上海交通大学科技外语系科技英语专业。