油水同层生产井注水效果评价指标修正方法

王丽影，周 震，陈世纪，李 明，薛云鑫

(延安大学 石油工程与环境工程学院，陕西 延安 716000)

鄂尔多斯盆地低渗/特低渗储层具有丰富的油气资源，目前已经进行了40余年的规模开发，随着开采的进行，大量的油水同层生产井投入开发。不同于常见油层生产井的含水率从0开始，呈凸型、S型或凹型上升[1-3]。油水同层生产井开井即拥有较高的含水率，并在很长一段时间内含水率保持稳定。一些学者在评价注水效果时也发现了常规用于评价注水利用率的计算公式，如水驱指数、存水率、耗水率等在评价生产井时严重失真，高博禹等[4]和聂仁仕等[5]通过定义广义存水率，解决了边底水水侵油藏计算结果失真的问题。杨二龙等[6]和蔡厥珩等[7]将相渗曲线拟合结果代入存水率公式应用于常规油藏高含水期指标预测，高涛等[8]发现了传统的注水评价方法在油水同层井上的适用性较差，并在应用预测公式时，结合甲型水驱特征曲线和岩心相渗曲线特征，将童氏图版的统计常数进行了修正，但没有矫正存水率等评价指标，未从根本上解决失真的问题。

本文针对F井区油水同层生产井进行生产特征分析，发现此类井在生产初期会产出大量的伴生水，在应用常规存水率、耗水率等公式进行注水效果评价时，如果不消除伴生水的影响，就会造成计算结果失真，因此，准确扣除伴生水的影响成为解决问题的关键。进一步分析水驱油机理，研究油水同层生产井含水率变化特征及变化原因，提出了根据油井见水时间确定生产井产出注入水量，并进行注水效果评价指标修正，并将修正后的评价指标用于F井区油水同层生产井的开发效果评价，评价结果符合油田开发实际。

1 F井区油井开采特征

1.1 工区概况

F井区位于陕西省延安市，属于鄂尔多斯盆地特低渗油田，工区面积14.42 km2。2006年开始注水开发，目前共有注水井36口，生产井159口。沉积微相主要为分流河道，边底水不发育，储层为油水同层。储层平均孔隙度10%，平均渗透率0.11×10-3μm2，地层原油黏度6.912 mPa·s，油气比为12，压恢试井导压系数0.629 cm2/s，原始地层压力5.0 MPa，平均注水压力6.5 MPa。生产初期平均单井日产油0.51 t，平均初始含水率71%，开井即拥有较高的含水率，目前平均单井日产油0.06 t，综合含水率82%。

1.2 开采特征

本区块注采井组生产井典型开采特征曲线如图1所示，油水同层井生产开发过程分3个阶段，第I阶段为自然递减阶段，该阶段生产井产油量呈衰竭式递减，递减率较大，含水率基本稳定，约为67%；第II阶段为注水见效阶段，此阶段产油量递减速度减缓并趋于稳定，含水率出现较明显的波动，但平均含水率较第Ⅰ阶段的变化不大，约为65%。第III阶段为油井见水阶段，此阶段含水率突然增高(图1中含水率从63%突增至82%)，产油量下降，并且随着注入水的推进，含水率逐渐升高。

图1 F井区注采井组典型生产特征曲线

1.3 水驱机理分析

为了弄清油水同层生产井含水率变化的原因，分析油井产出水的来源，进行水驱油机理分析。由于储层为油水同层，储层中本身含有可以流动的伴生水，且储层亲水，伴生水分布于小孔喉或大孔喉的边角隅中，在开采前处于分散状态，如图2A中尚未动用区所示。当生产井开始生产时，生产井井底形成低压区，可流动的伴生水和可流动的原油在地层压力的驱替下流入生产井并采出地面，储层原始含水饱和度越大，可流动的伴生水越多，生产井采出的水就越多，初期含水率就较高。本区块原始含水饱和度均高于50%，故初始含水率较高，如图1所示，初始平均含水率71%。在开采初期，生产井周围虽然有注水井，但注入水前缘尚未到达生产井动用区域，如图2A所示。注入水波及区和生产井动用区之间存在尚未动用区，生产井动用区内伴生水在地层压差的作用下形成水流通道，流向生产井，此时油井产出水主要为生产井动用区的伴生水，产水率较为稳定，尚未动用区的伴生水自然分散于油藏内部，没有形成有效的水流通道，不参与流动，生产井处于开采的第I阶段，油井产量呈衰竭式递减。随着开采的进行，注入水前缘到达生产井动用区域并继续向前推进，如图2B所示。生产井的生产特征开始受到注入水的影响，生产开采进入第II阶段，注入水开始为生产提供驱油能量，生产井由于受到能量补充，产油量递减速度减缓并趋于稳定，注水见效。注入水在驱动地层油开采的同时也驱动伴生水的流动，受储层非均质性的影响，含水率波动较大，此时油井产出的仍然主要为伴生水。随着开采的进行，注入水前缘最终推进到生产井井底，进入了生产开采的第Ⅲ阶段，如图2C所示。生产井见水，含水率突然增大，并且随着注入水的推进，含水率逐渐升高，此时生产井的产水主要来自注入水。由于注入水形成了渗流的优势通道，产油量开始降低，最终降低到极限产油量后关井。由上面分析可以看出，在前2个阶段，生产井采出的水主要是油层伴生水，只有注入水前缘推进到生产井井底后，生产井才开始采出注入水。要区分生产井采出的水是油层伴生水还是水井的注入水，必须明确生产井的见水时间。

图2 F井区油水同层生产井注采井组水驱油过程示意图

1.4 见水时间

见水时刻是指在注水开发井网中，注入井中的注入水最先到达生产井井底的时刻，即油井采出注入水的时刻。对于无伴生水的常规油井，生产井投产时不产水，此时的见水时刻很好确定，即生产井开始采出水的时刻即为见水时刻。但是，对于含有伴生水的油水同层生产井，见水时刻很难确定。以F井区为例，区块生产井开井即产水，平均初始含水率71%。但此时的产水不是注入水，不能从此时算见水时刻。必须结合油井生产特征，认真研究生产特征曲线才能准确确定见水时刻。如图1所示，该生产井组于2006年1月投入注水开发，初始含水率71%，随着开采的进行，含水率略微下降，在67%上下波动，并在注水见效阶段剧烈波动，但此时的产水主要来自伴生水，油井依然未见注入水。在2018年2月，含水率突然从63%上升为82%，并持续稳定上升，此时可以判定油井见水，故该井的见水时刻为2018年2月。

油井见水时间一般是指注采井组中，从注入井注水开始，到生产井井底见水为止，这个时间段的长度。生产井越晚见水，注入水在地层中运移的时间越长，越有利于驱油。统计本区块已见水生产井的见水时间如表1所示，生产井见水时间8.0～12.2 a不等，平均见水时间为10.7 a，由于地层渗透率较低，注入水在10 a后才能从生产井中采出，所以本区块注入水在地下停留时间较长，能够较好地起到驱油作用。

表1 F井区长6层已见水生产井见水时间统计表

2 注水开发效果评价

进行注水开发后，注入水能够起到多大的驱油效果是油田最关心的事情。衡量注水能量利用效率高低的指标很多，常见的有存水率、耗水率和水驱指数[9]。在这3个指标计算中，都用到“产水量/累积产水量(或含水率)”，针对开井即高含水的油水同层生产井，如何准确校核产水量(或含水率)是准确评价注水开发效果的关键。

2.1 存水率

存水率是注入水留存在地层中的比率，一般用公式(1)计算：

(1)

式中：Wf为存水率；Wi为累积注水量(m3)；Wp为累积产水量(m3)。

直接应用该公式评价油水同层生产井，绘制存水率Wf和采出程度R关系曲线(如图3)。存水率一开始是负值，随着采出程度的增加而增加，变化范围为-0.82～0.4。油藏工程教材及文献研究表明[3-8，10-12]，存水率一般从1开始减小，随着采出程度的增加而减小，变化范围在0～1之间。显然，直接应用校正前公式计算存水率不符合开发规律，用其来评价注水开发效果没有任何意义。

研究存水率的定义发现，存水率是指累积注水量扣除被生产井采出的注入水后剩余存于地层中的注入水量占累积注水量的比率，故这里“累积产水量”应该是“累积产出的注入水量”，对于油水同层生产井来说，应该是累积产水量扣除采出的伴生水量后剩余的部分。故油水同层生产井的存水率公式需修改为公式(2)的形式，否则会出现存水率为负值的假象。

(2)

式中：Wb为油层伴生水累积产量(m3)，其余符号意义同公式(1)。

用校正后公式(2)计算本区块存水率，绘制存水率和采出程度关系如图3中校正后存水率曲线。油田存水率一开始为1，随着开采的进行，生产井见水，存水率慢慢降低，目前区块采出程度18%，存水率80%，符合存水率变化规律，能够较真实地反映注入水的利用效率。

图3 F井区注采井组校正前后存水率与采出程度关系曲线

2.2 耗水率

耗水率是指每采出1 t原油所伴随采出的水量，耗水率低说明注入水利用率高，耗水率越大，说明地下原油越难采出。常规油层用公式(3)来计算耗水率。同样的道理，这里的累积产水量应该是累积产出的注入水量。故该公式应用在油水同层生产井中时，需要修订为公式(4)。

(3)

(4)

式中：h为耗水率；NP为累积产油量(m3)；其余符号意义同公式(1)、公式(2)。

分别用校正前后公式计算本区块耗水率，绘制耗水率和采出程度R的关系曲线如图4所示。使用校正前公式(3)计算时，初始耗水率为2.88，随着开采的进行，耗水率先缓慢降低再缓慢增加。油藏工程教材及文献研究表明[3，6-8，10，13]，初始耗水率一般为0，随着采出程度的增加而增加，显然，直接应用校正前公式计算的耗水率不符合开发规律，无法用其来评价注水开发效果。使用校正后公式(4)计算，区块初始耗水率为0，油井见水后，耗水率迅速增大，即采油难度增大，目前区块耗水率0.98，即每采出1 m3油需要消耗0.98 m3水。

图4 F井区注采井组校正前后耗水率与采出程度关系曲线

2.3 水驱指数

水驱指数是指每采出1 m3地下体积的原油时地下的存水量。根据水驱指数定义，得到水驱指数与含水率及注采比的关系如式(5)，同样的道理，该公式所说的存水量应该指的是注入水的存水量，在应用该公式评价油水同层生产井时，需要修订为公式(6)。

(5)

(6)

式中：SPG为水驱指数；Z为注采比，无因次；B0为换算系数，无因次，本区块取1.02；fw为油井含水率，小数；fwb为油田伴生水含水率，fwb=油井产伴生水量/油井产液量，小数；分别用校正前后公式计算本区块水驱指数，绘制水驱指数和采出程度R的关系曲线如图5所示。使用校正后公式更能反映储层真实状况，随着区块累积注采比的增大，水驱指数从0.41增大到1.24，目前区块水驱指数为1.24。

图5 F井区注采井组校正前后水驱指数与采出程度关系曲线

3 结论

F井区边底水不发育，储层为油水同层，生产井开井即中高含水，生产开发过程分为自然递减期、注水见效期和油井见水期3个阶段，前2个阶段产水主要是油田伴生水，油井见水后才产出注入水。根据常规公式计算存水率、耗水率和水驱指数等指标来评价注水开发效果时，存在严重失真现象，失真原因是受油井产出伴生水的干扰。故在计算注水开发指标时，要将油井产水量区分为“产出伴生水量”和“产出注入水量”，根据油井见水时间区分二者大小，将计算公式中的“产水量”修订为“产出注入水量”后再进行评价，评价结果才能较真实地反映注入水利用效率。本区块生产井平均见水时间10.7 a，根据修订后的计算公式评价该区块注水开发效果，目前区块采出程度18%，存水率为80%，耗水率为0.98，水驱指数为1.24，注水利用率较高。