注水指示曲线在油藏开发中的应用

2021-08-04唐志春赵凡溪韩俊丽

河北地质大学学报 2021年2期

唐志春，赵凡溪，刘客，韩俊丽

1. 中油辽河油田公司，辽宁盘锦 124010；2. 中油吉林油田公司，吉林松源 138000；3. 中油煤层气公司，北京 100024；

0 前言

油藏天然能量开发阶段末期，常实施注水开发补充地层能量，驱替井间（周）剩余油，现场生产过程中通过测试注水指示曲线，掌握储层吸水能力情况，但是对于不同类型油藏，包括碎屑岩油藏和碳酸盐岩裂缝孔洞油藏，注水指示曲线类型差异性大，可剖析出不同的意义。

1 注水指示曲线剖析

1.1 碎屑岩油藏

1.1.1 曲线类型

碎屑岩油藏渗流特征是基于单重介质均质模型的达西渗流理论，其注水指示曲线反应的是注入速度（日注水量）与注水压力线性正比关系[1-2]，但实际生产过程中，呈现多种曲线形状，如图1所示。

图1 注水指示曲线类型图Fig. 1 Type diagram of water injection indication curve

1号线为正常注水指示曲线，日注水量与注入压力成正比；2号线表示注水压力上升至P1时，日注水量增加，注入压力开始下降，表明储层吸水能力增加，具体原因包括原储层孔渗情况改善（新裂缝产生、孔喉增大等）、注采连通、新的储层吸水等；3号线表示注水压力上升至P2时，日注水量增加，注入压力开始上升，具体原因储层物性条件差、注采井间连通性差或设备原因；4、5、6号线均为不正常曲线，主要受仪表、水嘴堵死等因素影响。

1.1.2 曲线变化特征

对于同一口注水井，不同时间测得注水指示曲线可能发生变化，理论上可分为四种类型，如图2所示。I号线为先测的注水指示曲线，II号线为后测曲线。若如II1、II2所示，曲线向上或向下平移，斜率未变，表明储层吸水能力无变化，同一注水量情况下，注入压力上升（曲线上移）或下降（曲线下移），侧面反映注水层位地层压力上升（曲线上移）或下降（曲线下移），影响因素包括注采比大小、相邻同层位注水井注水量调整及油井生产制度调整等等。

图2 注水指示曲线变化图Fig. 2 Change chart of water injection indication curve

若如II3、II4所示，指示曲线向右或向左偏转，斜率变小或变大，表明储层吸水能力变大（曲线右转）或变小（曲线左转），储层吸水能力增强原因包括注入水水窜、新层吸水、储层改造等，储层吸水能力减少原因包括储层污染及非均质性严重等。

1.1.3 参数计算

（1）视吸水指数

单位注入压力下的日注水量，具体表达式为：K=Q/P，其中K—视吸水指数（m3/d·MPa）；Q—日注水量（m3/d）；P—井口注水压力（MPa）。

（2）吸水指数

单位注入压差下地层吸水量，具体表达式为：K=Q/（Pf-Ps）=Q/ΔP，其中K—吸水指数（m3/d·MPa）；Q—注水井日注水量（m3/d）；Pf—注水井井底流压值（MPa）；Ps—注水层位静压值（MPa）；ΔP—注水压差（MPa）。

（3）地层吸水指数

不同注入压力下地层单位吸水量，具体表达式为K=（Q1-Q2）/（P1-P2），其中P1、P2—井口注水压力（MPa）；Q1、Q2—分别是P1，P2所对应的注水量（m3/d）。

1.1.4 举例分析

G1注水井注水层位为沙河街组莲化油层V砂岩组，注水方式为笼统注水，地层压力25 MPa，2018年3月21日第一次测取注水指示曲线（图3），日注水量与注入压力成线性关系，视吸水指数和地层吸水指数均为3.3 m3/d·MPa，G1注水井正常日注水量50方，注入压力15 MPa，油藏中深2 250 m，折井底流压值37.5 MPa，吸水指数4.0 m3/d·MPa。2019年6月8日第二次测吸水指示曲线，日注水量30 m3时，注水压力快速上升至注水泵上限压力25 MPa，未达到配注量50方，下连续油管通井至2 200 m处遇阻，分析注水压力高原因是储层被油泥堵塞，6月12日检管酸化，作业过程中捞出油泥0.6 m3，通井至人工井底2 300 m，6月17日测取指示曲线，地层吸水指数由3.3 m3/d.MPa上升至5 m3/d·MPa，通过对比吸水剖面测试资料，吸水指数上升原因为新增吸水层V2小层（图4）。

图3 G1井注水指示曲线测试图Fig. 3 Test chart of water injection profile test in well G1

图4 G1井吸水剖面测试对比图Fig. 4 Comparison diagram of water injection indication curve of G1 well

1.2 碳酸盐岩油藏

1.2.1 注水原理

碳酸盐岩油藏油井初期依靠天然能量开发，随着地层能量减弱，油井供液能力下降，需要实施单井注水替油开发[3-4]，注水主要目的包括两方面，一是补充地层能量，二是油和水密度不同，通过注水后关井焖井，在重力分异作用下油水发生置换[5-8]，利用弹性能量或机采设备将原油开采出来[9-12]，具体流程见图5。

图5 碳酸盐岩油藏单井注水替油原理示意图Fig. 5 Schematic diagram of oil displacement by single well water injection in carbonate reservoir

1.2.2 曲线公式推导

碳酸盐岩裂缝孔洞双重介质油藏的注水指示曲线基于零维储罐模型[13-14]，将储集体抽提成非连续介质的单个溶洞和裂缝的组合[15-17]，在井底高温高压条件下，假设注入水相对地下原油为刚性，原油被压缩的体积ΔV即为注入水的体积Vwi（图6），即

图6 注水指示曲线公式推导示意图Fig. 6 Schematic diagram of formula derivation of water injection indication curve

将（1）（2）代入（3），可得P0’=1/C0V0×Vwi+P0

其中V0—注水前地层原油体积（m3）；V0’—注水后地层原油体积（m3）；P0’—注水后地层压力（MPa）；P0—注水前地层压力（MPa）；Vwi—注入水体积（m3）；C0—原油压缩水系数（MPa-1）。原油压缩系数C0是关于温度和压力的常数，V0和P0在每次注水前原油体积和井底压力（常数）。

设定K=1/C0V0，b=P0，则P0’=K×Vwi+P0，即注水后地层压力=斜率×累注入量+截距，由于碳酸盐岩裂缝孔洞双重介质油藏近似管流渗流特征，P0’≈P井口+P水柱，P井口=K×Vwi+P0-P水柱，在注水井段不变时，P水柱为常数，设定P0-P水柱=b0，则P井口=K×Vwi+b0，即井口注水压力与累注水量成正比线性关系。

1.2.3 曲线类型

根据上述推导公式，即P井口=K×Vwi+b0，碳酸盐岩裂缝孔洞双重介质油藏油井注水指示曲线主要分为三种类型[18-19]，如图7所示。

图7 注水指示曲线类型图Fig. 7 Type diagram of water injection indication curve

曲线类型1：对于同一口井三条注水指示曲线，K值不同，b0相同，表明相同累注水量下，注入压力值不同，K值越小，注入压力值小，储集体空间体积规模大[20]，K值主要反映储集体空间大小。

曲线类型2：K值相同，b0不同，而P0-P水柱=b0，表明同一口注水井三个不同注水时机，b0>0，表明注水前地层压力大于井筒水柱压力，油井注水替油时需要克服地层压力，即注水压力大于0；b0=0，即注水前地层压力等于井筒水柱压力，注水压力等于0；b0<0，表明注水前地层能量亏空严重，呈现“倒吸”特征。

曲线类型3：分为2个阶段，阶段1末期，累注水量V1，注入压力P1，曲线开始出现拐点，斜率由K1变为K2，而K=1/CoVo，表明储集体内原油体积增加，即阶段1末期，随着注水量增加，沟通第二套储集体，导致注水量增加，注入压力增加变缓，V1定性反映近井第一套储集体体积规模大小，P1为第二套储集体启动压力。

1.2.4 曲线应用

（1）计算原油储量

由前面分析可知，K=1/C0V0，K值越大，油井注水替油前原油体积越小，如图8所示，V1＜V2＜V3（图8）。对于多轮次注水替油油井，随着原油体积不断减少，注水指示曲线斜率逐渐增大，每次注水替油前原油体积V0=1/KC0，进而计算原油动态储量，即N=V0×ρ=ρ×104/KC0，N为动态储量，单位吨。

图8 注水指示曲线变化图Fig. 8 Change chart of water injection indication curve

对于存在两套储集体油井（图9），阶段1注水指示曲线斜率K1，阶段2注水指标曲线斜率K2，按公式V0=1/KC0计算，第一套储集体原油体积V1=1/K1C0，第一套和第二套储集体原油体积之和，即V1+V2=1/K2C0，第二套储集体原油体积V2=1/K2C0-1/K1C0。

图9 油井两套储集体示意图Fig. 9 Two sets of reservoir diagram of oil well

以L1井为例，如图10所示，第1阶段斜率为0.0145，原油压缩系数8.4×10-7/MPa，原油密度为0.90 g/cm3，计算第一套储集体原油动态储量73 891 t，第2阶段斜率为0.0056，计算第一套储集体和第二套储集体原油储量之和为191 326 t，两者差值为第二套储集体原油动态储量117 435 t（表1）。

图10 L1井注水指示曲线图Fig. 10 Water injection indication cure of well L1

表1 L1井原油动态储量计算表Table 1 Calculationg table of crude Oil dynamic reserves in well L1

（2）计算油层压力及井筒静液面

按公式P井口=K×Vwi+b0，b0=P0-P水柱，在确定油井生产井段深度的情况下，计算井筒内水柱压力，根据注水指示曲线与Y轴截距值b0，计算油井注水替油前油层压力P0值，根据公式P=ρgh，其中ρ是混合油密度，g为常数，可计算油井注水替油静液面h值。

1.2.5 现场应用

基于三种曲线类型，现场油井注水替油过程中可分为直线型、不起压型、注不进型以及拐点型四种，其中直线型为正常注水指示曲线，注水不起压型主要受地层能量亏空大影响，可适当加大注水规模。对于注不进型，其主要特征为注水起压快，注水困难，停注后压降下，主要原因包括井筒堵塞、储层物性差改造不充分等，可采取酸化解堵、重复酸压改造等对策；对于拐点型，即存在第二套储集体，主要特征为第一阶段注水后，注水指示曲线出现“拐点”，呈现斜率不同两个直线段，可采取深抽、水力扩容、酸压等措施手段，提高两套储集体间连通程度，加大注水规模，充分挖掘储集体内部剩余油潜力。

（1）不进型

L2井2015年10月5日自喷投产（图11），2016年10月4月验证注水，注水9 m3，从指示曲线可以看出，注水压力迅速上升为20 MPa，且停注后持续上升至53.6 MPa（图12），分析井底存在砂埋或自喷管柱存在堵塞，2017年9月10日实施捞砂酸化作业，起自喷管柱，油管内被固态油泥堵死，井底垮塌，多次捞砂至人工井底，总进尺32.66 m，累计返出岩屑约590 L，作业完投产后，油井恢复自喷生产，目前阶段累产油4 222 t。

图11 L2井采油曲线图Fig. 11 Production curve of well L2

图12 L2井注水指示线图Fig. 12 Water injection indication cure of well L2

（2）点型

L3井2017年1月29日自喷投产（图13），2017年12月12日转抽，供液不足，油套压分别为6.2 MPa、2.8 MPa，实施第二轮注水替油，油层中深6 020 m，注水指示曲线出现“拐点”，呈现两直线段特征，存在二套储集体（图14）。另外L3井十字三维地震剖图（图15）显示，纵向上“串珠”特征明显，井周储集体较发育。

图13 L3井采油曲线图Fig. 13 Production curve of well L3

图14 L3井注水指示曲线图Fig. 14 Water injection indication cure of well L3

图15 L3井十字地震剖面图Fig. 15 Cross seismic profile of well L3

通过计算，L3井注水替油前地层压力63.5 MPa，静液面290 m，第一、第二套储集体原油动态储量分别为70 978 t、479 451 t（表2），第二套储集体规模较大，为此2018年3月15日利用大水泵实施高压力大排量注水，辅以酸压措施，扩大两套储集体间裂缝孔洞通道，提高注水替油规模，见到较好效果，平均日产油15 t左右，阶段累增油2 204 t。