陇东延81+2油藏合理注采比研究

高长旺，李春娟，冯锶桁

（1.西北大学地质学系，陕西西安　710069；2.中国石油长庆油田分公司第二采油厂，甘肃庆阳　745100）

陇东延81+2油藏合理注采比研究

高长旺1，李春娟2，冯锶桁2

（1.西北大学地质学系，陕西西安710069；2.中国石油长庆油田分公司第二采油厂，甘肃庆阳745100）

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，本文运用理论计算和实际资料相结合的方法，引入了“有效注采比”的概念，通过对里151区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注提供理论依据。

里151区；合理注采比；有效注水

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联系的一个综合性指标，是规划和设计油田注水量的重要依据。合理的注采比是保持合理的地层压力，从而使油田具有旺盛的产液、产油能力，降低无效能耗，并取得较高原油采收率的重要保证［1-3］。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。

里151区延81+2油藏为典型的低渗透多油层油藏，纵向上发育2个小层，平均渗透率为7.59×10-3μm2，平均孔隙度为14.19％。从2009年投入开发以来，为保持地层能量，目前区块注采比为0.65，累计注采比为0.31，平均地层压力为7.23 MPa，压力保持水平仅为69.5％，有效注水率较低。本次研究分析区块有效注水比例以及影响因素，通过压降法、水油比法，确定区块分层合理注采比，为区块精细分层注水提供依据。

1　有效注水分析

为能准确地确定不同地质特征、不同地层压力及采液速度区块的合理注采比，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注提供依据。

1.1有效注水比例计算对于弹性-水驱油藏，根据物质平衡法则有：

推导出：Wi=（NP×BO+WP）-NO×Boi×Ce×ΔP（2）

式中：NP-历年累积产油量，104m3；NO-原始地质储量，104m3；Boi-原始原油体积系数；Wi-历年累积注水量，104m3；WP-历年累积产水量，104m3；Ce-油藏综合弹性压缩系数，1/MPa；ΔP-平均地层压降，MPa；Δpj-阶段地层压降，MPa；Nj-阶段累积产油量，104m3；Wj-阶段产水量，104m3；IPR-注采比，无因次；BO-地层油体积系数；ro-地面原油密度；S-有效注水量比例。

由上述公式计算得出目前有效注水比例为25.6％（见表1）。

表1　里151区延81+

从有效注水比例分布图，可以看出，油藏中部转注区域的有效注水比例高，边部的有效注水比例最低。

1.2有效注水比例影响因素分析

1.2.1有效注水比例与渗透率的关系由散点图可以

看出，有效注水比例主要与渗透率有关，渗透率越高，有效注水比例越高，渗透率越低，有效注水比例降低，无效注水量增多。同时，措施后的转注井，有效注水比例能提高1～2倍（见图1）。

图1　渗透率与有效注水量比例交汇图

1.2.2有效注水比例与有效厚度的关系由散点图可以看出，有效注水比例与有效厚度的关系不是很明显（见图2）。1.2.3有效注水比例与射孔程度的关系由散点图可以看出，有效注水比例与射孔程度的关系不是很明显

图2　有效厚度与有效注水量比例交汇图

2层目前有效注水比例（见图3）。

图3　射孔程度与有效注水量比例交汇图

2　合理注采比确定

合理的注采比是保持合理地层压力，使油田具有旺盛的产液、产油能力，降低无效能耗井取得较高采收率的重要保证。本文运用两种方法进行计算里151区延81+2油藏合理注采比。

2.1地层压力与注采比关系法

油层压力是油层能量大小的反映。当油田的注水量小于采液量时，造成油层内部亏空，液体密度和油层压力下降；当油田的注水量大于采液量时，油层内部液体密度增加，从而使油层压力增大。

综合考虑油层流体和油层岩石的弹性变化，以物质平衡方程为基础，可以导出注采比与地层压力恢复速度的关系式。

保持2013年采液速度不变，使地层压力上升1 MPa时，里151区需要的实际注采比为3.93（见表2）。

2.2注采比与水油比关系法

根据累计注水与累计产油关系曲线及水驱特征曲线推导出注采比与水油比关系公式：式中：WOR-水油比，无因次；A、B、C、D-拟合参数。在区块含水为37.0％情况下，里151区的实际注采比可达到4.11（见图4，表3）。

图4　累计注水与累计产油关系曲线

表2　里151区延81+2层注采比计算表

表3　里151区注采比预测计算表

综合以上分析，确保含水保持稳定，地层压力稳步上升0.8 MPa，合理注采比为3.926～4.11（见表4）。

表4　里151区延81+2油藏2014年合理注采比预测表

3　结论及建议

（1）通过物质平衡原理，可以计算出区块的有效注水量比例，继而得出有效注采比，为下步优化合理注采比提供了指导意见。

（2）区块有效注水比例主要受储层物性的影响，物性越好，有效注水比例越高，同时储层改造能大大提高有效注水比例，因此，物性差的井或小层，可以适当改造储层，提高有效注水。

（3）随着注采比的增加，地层压力和产水率（水油比）都有增加的趋势，因此要确定合理的注采比，确保含水上升速度较为缓慢，地层压力稳步上升。

（4）里151区累计注采比较大，而有效注水量只有25.6％，因此通过分层注水、油水井剖面治理等工作，才能提高有效注水量，确保区块稳产。

［1］陆基孟.地震勘探原理与资料解释［M］.北京：石油工业出版社，1991.

［2］陈元千.油气藏工程计算方法［M］.北京：石油工业出版社，1994.

［3］钟德康.注采比变化规律及矿场应用［J］.石油勘探与开发，1997，24（6）：65-70.

Study on reasonable injection production ratio of extended 81+2reservoir Longdong

GAO Changwang1，LI Chunjuan2，FENG Siheng2
（1.Northwest University，Xi＇an Shanxi 710069，China；2.Oil Production Plant 2 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Qingyang Gansu 745100，China）

Water injection development oilfield after long-term water flooding，inevitably produce some invalid water injection.In this paper，the use of methods of combination of theoretical calculation and real data，introduced the"effective injection production ratio"concept，through the 151 area is invalid water injection rate calculation，determined under different pressure keep level，different mining rate of liquid injection production ratio in a reasonable pressure level，rational mining and liquid velocities of reasonable injection production ratio，for the oil of the reasonable injection allocation and provide a theoretical basis.

Li 151 block；reasonable injection production ratio；effective water injection

TE357.61

A

1673-5285（2016）08-0036-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.08.009

2016-05-29

高长旺，男（1983-），山东人，西北大学地质学系专业在读工程硕士研究生，主要从事油气田开发研究工作，邮箱：13993484612@163.com。