基于水驱特征曲线的注采比优化研究

张志军，王宏申，王锦林，魏 俊，李 芳

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

基于水驱特征曲线的注采比优化研究

张志军，王宏申，王锦林，魏 俊，李 芳

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

目前陆上大多数油田都已进入中高含水期，为了控制含水上升速度，提高原油产量，实现油田的高效开发，需要准确的确定油田注采比。应用注水开发砂岩油田的注采关系和水驱特征曲线推导出注采比预测模型。该模型使用参数简单，只需要较少的生产动态数据，且预测结果准确，适用于动静态参数较少的油田。通过对某陆地油田开发实例进行分析，研究结果表明，该模型预测效果好，精确度高，可以推广到其它油田，从而指导油田注采比的预测与调整。

注采关系 注采比 水驱特征曲线 含水率 累注水

目前，国内外大多数水驱开发油田已进入中高含水期，为了使油田具有旺盛的产液、产油能力，降低无效能耗，取得较高的采收率，需要制定合理的配注量。然而合理配注量的确定一直是油田配注的工作难题[1-3]。目前预测方法主要包括logistic模型法[4]、水驱特征曲线法[5]、阶段存水率图版法[6]、物质平衡法[7-10]等，其中logistic模型法主要适用于产量开始递减的油田；阶段存水率图版法适合于存水率变化规律显著的油田；而物质平衡法对注采比的预测局限于注采比与地层压力的近似线性关系。本文运用油藏工程方法，结合注采关系曲线及水驱特征曲线，建立了油田注采比预测模型。该模型表述了含水率及累注水对注采比的影响，为油田注采比的调整与预测提供理论指导。

1 注采比预测方法建立

注水开发砂岩油田的注采关系可用下式[11-12]表达为：

lg(Wi+F)=a+bNp

(1)

式中：Wi为累注水，104m3，Np为累产油，104m3，a,b,F为方程系数。

将(1)式两边对Np进行微分，并对时间求导数可得：

(2)

化简(2)式可得：

(3)

由于

Qo=Qi(1-fw)

(4)

(5)

故注采比

IPR=b(Wi+F)(1-fw)

(6)

式中：Qi、Qo、Ql为单位时间注水量和产油、产液量。

由注采比计算模型可以看出，注采比与累注水及含水率有关，而含水率既与油藏开发状态有关，也与油藏调整措施有关，因此一般难以直接预测。这里利用水驱特征曲线来计算含水率，从而计算出相应注采比。水驱特征曲线[13-19]及相应含水率表达式如表1所示。

表1 不同类型水驱特征曲线及含水率表达式

将不同类型水驱特征曲线含水率计算公式带入式(6)即可求出注采比。

图1 某油藏累产及累注水曲线

2 实例计算分析

某砂岩油藏属单斜构造油藏，无边底水，储层孔渗性好，非均质性强，油藏温度为65 ℃，原油密度为0.81 g/cm3，粘度为6.5 mPa·s，于1979年底600 m井距反九点井网开发，2008年至2012年生产数据如图1～图2所示。

图2 某油藏含水与月注采比曲线

根据式(1)对油藏累产油、累注水数据进行拟合，可以得到累注水与累产油关系式为：

lg(Wi+1 403.52)=0.0 016Np+2.864 8

(7)

其拟合曲线如图3所示。

图3 累注水与累产油半对数曲线

根据水驱特征曲线表达式，用图1生产数据进行线性拟合计算，确定适合于该油藏的合理水驱特征曲线类型，拟合结果如图4～图7所示。

图4 甲型水驱特征曲线拟合

图5 乙型水驱特征曲线拟合

图6 丙型水驱特征曲线拟合

图7 丁型水驱特征曲线拟合

对比四类曲线的拟合程度可以看出，丙型和丁型水驱曲线拟合程度最高，而丙型与丁型形式一致，因此这里选择丙型水驱曲线作为计算和预测含水率的公式。其表达式为：

(8)

基于式(6)、(7)、(8)得到预测的注采比，并与实际注采比对比，如图8所示。

图8 某油田实际注采比与预测注采比对比

由图8可以看出，利用理论模型预测的注采比与实际注采比较接近，相对误差仅在3%左右，可见公式(6)与(8)的联立可以很好地为油田注采比的预测提供依据。在油田开发过程中，随着进程的继续，油藏需要进行开发调整，此时只需对公式(7)和(8)重新拟合，便可进行油田注采比的预测。

3 结论

(1)结合注水开发砂岩油田的注采关系，推导出注水开发油田注采比预测模型。预测模型表明，油田注采比的大小与含水率及累注水有关。

(2)通过油田实例分析表明，模型预测精度满足矿场要求，所需数据较少，参数求取方法简便，可以指导油田配注工作。

(3)在利用水驱特征曲线预测含水率时，需要结合目标油藏开发特征选择合适的曲线，从而得到准确的油田注采比。

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(编辑 王建年)

Injection-productionratio’soptimizationbasedonwaterdrivecharacteristiccurve

ZhangZhijun，WangHongshen，WangJinlin，WeiJun，LiFang

(CNOOCEnergyTech-Drilling&ProductionCo.，Tianjin300452，China)

At present，most onshore oilfields are in the middle and high water cut period.In order to control the water cut，increase the production of crude oil，and realize the efficient development of oilfield，the injection-production ratio of reservoir should be more accurate.The injection-production ratio and water drive characteristic curve are derived from the injection production relationship and water drive characteristic curve of sandstone oil field.The model uses simple parameters，needs less production dynamic data，and the prediction results are more accurate，which is suitable for the reservoir with less dynamic and static parameters.Through the example of a onshore oilfield development，the model has good prediction effect，high accuracy，and can be extended to other reservoirs，which can guide the prediction and adjustment of reservoir injection-production ratio.

injection-production relationship；injection-production ratio；water drive characteristic curve；water cut；cumulative water injection

2015-10-03；改回日期：2016-01-11。

张志军(1989—)，硕士，助理工程师，现从事提高采收率研究工作，电话：18811547032，E-mail:zhangzhj43@cnooc.com.cn。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.02.010

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