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。
