双河油田注水倍数和驱替倍数对采出程度影响

张士奇，周志军，张小静，王 达

(1.沉积地质研究院 成都理工大学，四川 成都 610059;2.安达市庆新油田开发有限责任公司，黑龙江 安达 151413;3.提高油气采收率教育部重点实验室 东北石油大学，黑龙江 大庆 163318;4.中石化河南油田分公司，河南 郑州 450000)

引 言

双河油田ⅧⅨ油组地处河南省唐河县和桐柏县境内，位于南襄盆地泌阳凹陷西南部的双河鼻状构造西部，为一由东南向西北抬起的单斜构造，地层倾向为 SE130～140°，倾角为6～120°。构造与上倾方向的砂体尖灭形成层状构造岩性油藏。含油面积为16.41 km2，原油地质储量为1326.72×104t。含油井段长，油水界面参差不齐，油砂体多，但主力油砂体相对集中。油层以薄层为主，储层物性以低孔低渗为主。微观孔隙类型以粒间溶孔为主，喉道以较细喉为主，孔隙度结构非均质性严重。原油性质具有高含蜡、高凝固点、低黏度、胶质+沥青质含量中等、低饱和压力、原油密度低、含硫量低的特点。双河油田经过30多年的滚动开发，ⅧⅨ油组综合含水已经达到92.66%，受注水井欠注井层持续增加、层间干扰、井下技术状况变差等影响，注水效率和开发效果［1－2］变差。国内很多知名学者对高含水期油田剩余油控制因素和分布规律做了相应的研究［3－6］，一致认为在高含水期改善油田开发效果的主攻方向仍旧是继续提高水驱采收率。在高含水期，储层参数由于注入水的冲刷会发生变化，高含水期水驱状况与开发初期相比有很大变化［7－9］。国内也有学者对高含水期注水倍数和驱替倍数对水驱状况的影响进行了研究，但都是非常笼统地给出注水倍数和驱替倍数越高，采出程度越高的结论，对油田开发指导意义不大。针对双河油田ⅧⅨ油组高含水期总注水量大、冲刷严重的特点，提出了注水倍数和驱替倍数的具体算法，分析了不同检测点处注水倍数和驱替倍数对采出程度的影响，论述了油藏中水流的主流线方向和剩余油分布规律之间的关系。根据不同检测点采出程度的差异，提出了相应的剩余油挖潜措施。

1 注水倍数对采出程度的影响

1.1 单井累计注水倍数计算方法

1.1.1 累计注水量的计算

Eclipse软件的输出有2大类:网格数据体输出和开发指标输出。每个网格单元信息属于开发指标类输出，主要针对这类输出进行解剖。Eclipse软件开发指标输出是通过选择输出关键字形式实现的。要输出井的累计注入量，在输出关键字时输出WWIT即可。

1.1.2 水井控制区域的有效孔隙体积计算

要确定注水井控制的地层孔隙体积，首先要确定注水井控制的范围。在静态连通面积内，以单井为中心，根据各油层注水井与油井的连通情况，将注水井周围的油井连成线，形成闭合的单元，该单元就是该注水井实际控制的动态单元。在确定注水井控制动态单元后，将Eclipse软件中显示的3D网格的属性改为孔隙体积，在统计中就可以看到该注水井对应控制的有效孔隙体积。

1.1.3 累计注水倍数计算

计算公式为:式中:Wp为累计注水倍数;Wi为累计注水量，m3;Vp为注水井控制区域的有效孔隙体积，m3。

1.2 井组不同位置注水倍数和采收率的关系

选择典型井组，如图1所示。模型网格数比较多，如果将每个网格的信息都提取，信息量太大，因此，选择具有代表性的网格点提取信息来研究和分析。这些点可以分为4类:主对角线点(注采井连线上的点)、中垂线点(垂直于注采井连线的点)、生产井等距点(到生产井距离相等的点)、注水井等距点(到注水井距离相等的点)。根据上述单井累计注水倍数计算方法计算不同时间注水井G23井的累计注水倍数，通过井组不同位置含油饱和度的变化，总结不同位置不同注水倍数和采收程度的关系。由图2可知，注入倍数越大，单元采出程度越高。每条曲线的开始部分上升都很快，当注水倍数到达0.5倍孔隙体积后，采出程度上升开始趋缓。由图3可知，在主对角线上离注水井越近，单元采出程度越高;中垂线和生产井等距点上越接近主对角线，单元采出程度越高，网格间水驱效果的差异越小;注水井等距检测点上单元采出程度变化基本相同。

图1 注水井G23和油井T8－148模型

图2 井组所有检测点注水倍数和采出程度的关系

2 驱替倍数对采出程度的影响

2.1 驱替倍数的计算方法

2.1.1 累计流入水量的计算

Eclipse软件开发指标输出是通过选择输出关键字形式实现的。每个网格单元的累计流入水量却没有对应的关键字可以选择，但与之相关的关键字有3个BFLOWI、BFLOWJ、BFLOWK。图4是一个六面体数模网格单元(I，J，K)，6 个面分别用 I－、J－、K －、I+、J+、K+表示。在数模中，流体流动方向的定义:流体从I－、J－、K－方向流入网格为负，从I+、J+、K+方向流出网格为正。BFLOWI、BFLOWJ、BFLOWK3个关键字分别代表从I+、J+、K+3个方向流出网格的水量。依据定义，如果关键字的输出结果为正的话，表示有水从(I，J，K)流出;相反关键字的输出结果为负，表明有水流入(I，J，K)。

图3 井组不同位置检测点注水倍数和采出程度的关系

图4 网格单元示意图

(I，J，K)网格单元的流入水量，与相邻4个网格单元的关键字有关，如表1所示，即(I，J，K)本身的 BFLOWI、BFLOWJ、BFLOWK，相邻网格单元(I－1，J，K)的 BFLOWI，(I，J － 1，K)的 BFLOWJ，(I，J，K－1)的BFLOWK，另外还与这些关键字输出结果的正负有关。在统计(I，J，K)网格单元的流入水量时，只需统计(I，J，K)本身关键字输出为负和相邻网格单元输出为正的项。有了每个网格单元的流入水量，累计流入水量只要将流入水量按时间累加即可。

表1 (I，J，K)网格单元的流入水量统计关键字性质

2.1.2 累计驱替倍数的计算

根据公式:驱替倍数=网格单元过水量/网格单元的孔隙体积，计算得出每个网格的驱替倍数。网格单元的孔隙体积可以通过Eclipse软件3D中属性PORV读出。

2.2 驱替倍数与网格中剩余油的关系

油田进入高含水时期，选取的井组必须具有代表性，根据现场人员的推荐和实际分析，选取了8－14井组作为典型井组，8－14井组从1979年1月开始注水，到2008年9月停注。根据网格的驱替倍数和对应的剩余油饱和度，分级别描述驱替倍数与剩余油饱和度之间的关系。根据8－14井组网格单元的驱替倍数分布，计算出网格的平均驱替倍数为14.866。小于5倍的驱替倍数定义为低驱替倍数，5～10倍定义为中低驱替倍数，10～20倍定义为中驱替倍数，20～30倍定义为中高驱替倍数，大于30倍为高驱替倍数。由图5中可知，在低驱替倍数和中低驱替倍数中，随着驱替倍数的升高，剩余油饱和度降低。进入中驱替倍数之后，随着驱替倍数的升高，剩余油饱和度降低越来越缓慢。进入高驱替倍数之后，驱替倍数增加，剩余油基本上没有变化。由图6可知，驱替倍数越高，采出程度越高，当驱替倍数在20倍以上时，采出程度变化不大。

图5 驱替倍数与剩余油饱和度的关系

图6 驱替倍数和采出程度分布

3 结论

(1)在注水初期，随着注水倍数的提高，单元采出程度上升很快，当注水倍数到达0.5倍孔隙体积时，单元采出程度上升开始趋缓。在井组的不同位置呈现不同的特点:在主对角线上离注水井越近，单元采出程度越高;中垂线和生产井等距点上越接近主对角线，单元采出程度越高，网格间水驱效果的差异越小;注水井等距检测点上单元采出程度变化基本相同。

(2)油层开采过程中，随着驱替倍数的升高，采出程度不断提升但幅度不同:当驱替倍数小于20倍时，单元采出程度上升较快;驱替倍数超过20倍时，上升趋势变缓。

(3)根据各层注水井的注水倍数和网格的驱替倍数分布，当注水倍数小于0.5倍孔隙体积，可通过继续注水提高采出程度;当注水倍数超过0.5倍孔隙体积但网格驱替倍数小于20倍，可通过改变液流方向，提高波及体积提高采出程度;当注水倍数超过0.5倍孔隙体积并且网格驱替倍数超过20倍，表明该区域继续通过注水提高采出程度的潜力不大，可考虑采用其他开发方式，如化学驱，降低水油流度比及油水界面张力，使残余油变成可动油，提高采收率。

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