低渗透油田水驱开发效果评价
—以N区块为例

梁 鹏，刘 赛，鲍楚慧，马 婧

（东北石油大学， 黑龙江 大庆 163318）



低渗透油田水驱开发效果评价
—以N区块为例

梁 鹏，刘 赛，鲍楚慧，马 婧

（东北石油大学， 黑龙江 大庆 163318）

摘 要：低渗透油田开发进入中后期，合理评价注水效果是制定合理精细注水政策的前提和基础。通过地层压力与饱和压力关系分析压力保持水平级别，利用相对渗透率曲线得出含水率与采出程度理论曲线，通过与实际曲线位置关系评价开发效果好坏。利用水驱指数与注采比关系，计算得出不同注采比条件下标准图版，将实际曲线与同类油藏存水率、水驱指数标准图版对比评价水驱开发效果。研究表明，N区块生产能力较好，采液量、注水量差异与地层压力变化保持一致，利用含水率与采出程度关系图版、存水率图版、水驱指数图版评价油藏开发效果较好。

关 键 词：开发效果评价；压力保持水平；存水率；水驱指数；注水调控措施

油田开发效果评价贯穿整个油田开发过程，并为制定合理的调控措施、明确挖潜方向、合理的开发技术政策界限提供依据。正确的评价油田注水效果、针对油藏地质特点选择合理的评价方法尤为重要。低渗透储层地层压力保持状况是评价油藏开发潜力的重要依据；含水率与采出程度关系表明了油田开发含水上升率变化情况，直接反应措施好坏；存水率、水驱指数对低渗透油藏注水开发效果有良好的评价作用，其标准曲线对精细注水方案的制定具有指导意义。

1 水驱动用状况

1.1 压力保持状况分析

N区块为低渗透砂岩油藏，由于地层压力降低后，储层渗透率显著降低，储层物性遭到显著破坏，且具有不可恢复性，因此油藏开采需保持地层压力［1］。根据油层压力保持程度及生产能力，地层压力保持水平可分为三类：

一类：地层压力大于泡点压力85%，满足油井排液量的要求，油层内部为油水两相的流动；

二类：虽然油层内部为油水两相流动，但不能满足油井生产能力的要求；

三类：油藏压力低于泡点压力，油层脱气，且不能满足油井排液量要求［2］。

N区块原始地层压力为17.14 MPa（1 735 m），饱和压力为4.71 MPa。地层压力整体略有下降 ，目前地层压力为16.6 MPa，高于饱和压力，总体上地层压力保存水平属于一类。

根据生产数据统计油水井注采状况与地层压力关系，得出当注水量大于采液量时，地层压力有所提高，反之降低，目前注水量低于采液量，地层压力有所下降（图1）［3］。

图1 注采压力系统Fig. 1 Injection production pressure system

1.2 综合含水评价

含水率是评价油田开发效果的重要指标，不仅影响油田稳产，还直接影响到最终采收率的大小，N区块在1989年底实施注水，中间通过分层注水进行调控，通过对油藏含水率进行评价，可有效确定油田下步控水方向，有效提高水驱开发效果［4］。

（1）与本区块理论曲线对比

用相对渗透率曲线资料绘制出的含水率与采出程度关系曲线作为理论曲线［5］，将油藏实际的综合含水和采出程度关系曲线与理论曲线绘制在同一坐标下，将二者进行比较，综合含水与采出程度实际曲线在理论曲线上方（图2）。

图2 含水与采出程度关系曲线Fig.2 Relation curve of water content and degree of recovery

初期含水上升较快，后期趋于平缓，逐渐接近理论曲线，呈缓慢上升趋势；用含水与采出程度关系的微分形式作出含水与含水上升率关系的标准曲线，当fw＜60%时，油田实际综合含水上升率在标准线上下波动，当含fw〉60%以后，含水上升率在标准曲线下方（图3），表明目前综合含水上升较合理，含水率得到有效控制，水驱开发效果变好。

图3 含水与含水上升率关系曲线Fig.3 Relationship between water cut and water cut rising rate

（2）与同类型标准曲线对比

含水与采出程度理论关系式：

式中：fw—含水率，小数；

Rm—最终采收率，%；

R—采出程度，%。

将油藏的实际综合含水与采出程度关系曲线与标准曲线对比，得出，初期区块综合含水上升较快，通过及时动态调配水和综合治理，含水上升速度得到控制，由曲线看出，目前综合含水率在60%～80%之间，实际曲线在采收率25%～35%之间，预计水驱采收率30%左右，表明目前井网及注水措施条件下，开发效果较好［6］。

图4 N区块含水与采出程度关系曲线（与同类油藏相比）Fig.4 The relationship between water cut and recovery in N block， compared with the same kind of reservoir

N区块油田含水随采出程度的增加急剧上升，目前采出程度15.01%，而含水已达到72.4%。由于N区块油田采出程度较低，后期曲线上升段不明显，从曲线形态上仍可以看出该区块的开发效果较好。注水开发初期，随着含水的上升，含水上升率呈上升趋势，后期对油井实行控水稳油，通过调水和补层措施，目前曲线渐渐的向理论曲线靠拢，说明目前油藏总体开发较好，但是后期有慢慢变好的趋势，含水上升率呈下降趋势（图4）。

1.3 存水率评价

存水率定义为未采出的累积注水量与全部注水量之比。物理意义为注入水能够起到维持地层能量的效率，是衡量水驱效率的标准，存水率越高，注水利用率越大。油田开发进入中后期，综合含水不断上升，采出水量越来越大，存水率不断减小［7］。

存水率计算公式为：

式中：C—存水率，%；

Wi—累积注水量，104m3；

Wp—累积产水量，104m3。

根据存水率与含水率关系以及含水率与采出程度关系，可转化为存水率与采出程度关系，并绘制理论图版［8］，将实际存水率投影在图版上（图5）。

图5 存水率与采出程度的关系Fig.5 Water storage rate and recovery degree of relationship

对比表明：初期存水率低于采收率5%的理论值，注水利用率差，随后通过水驱调控措施以及井网调整措施，实际存水率曲线发生偏离并向25%采收率理论曲线靠近，说明调控措施有效改善了水驱效率。目前随采出程度的增加，X区块地下存水率逐渐趋于平缓，注水利用率变化趋势稳定。

1.4 水驱指数评价

水驱指数用来反映水驱开发砂岩油田注水效率的指标。水驱指数等于油藏某一时间内累计注水量与累产水量之差除以该阶段内累产油量［9］。物理意义为采出单位体积地下原油所消耗的注水量倍数，水驱指数受注采比变化影响较大。

油田注采比：

含水率定义为：

水驱指数关系式：

将（1）、（2）带入（3）中得水驱指数：

式中：Z—水驱指数，无因次；

Wi—累积注水量，104m3；

Wp—累积产水量，104m3；

Np—累积产油量，104m3；

IPR—注采比，无因次；

B—体积系数，无因次；

fw—含水率，小数。

根据公式（4），给定注采比分别为0.4、0.6、0.8、1.0、1.2、1.4、1.6、1.7、2，绘制Z～fw标准曲线（图6）。由图得出，注采比为1时，水驱指数恒为1，当注采比大于1时，水驱指数与含水成正相关，注采比小于1时，呈反相关［10］。

图6 水驱指数与综合含水关系图Fig.6 Water drive index and comprehensive water cut diagram

根据X区块实际油水井生产数据，计算得出水驱指数并将其与含水率对应关系绘制在图版上，目前X区块油田水驱指数保持在1.7左右，水驱油效果较好。

2 注水调控措施提高采收率

（1）进行注采系统调整，完善井网。目前X区块为反九点面积注水井网，由于砂体物性差异、断层影响导致注采井网不完善，后期需进行补射孔或开展小井距加密调整方案。注采井网调整能够扩大水驱波及体积，充分动用剩余油。

（2）及时进行注水井调控措施，改善吸水剖面，提高中低渗透层吸水量。通过实施分层注水改善低渗层动用状况，增加注水波及体积；对堵塞油层，实施酸化措施，对存在启动压力的低渗储层实施压裂措施；对层间干扰严重的注水井，为防止注入水沿高渗带突进，开展水井深度调剖措施，实现油层内部的深部液流转向。

（3）对水淹级别较高油井实施堵水措施。结合产液剖面、各层含水情况，找准高渗层、强水淹层位，采取堵水措施，提高低渗层水驱效率。

3 结 论

（1）根据油藏产液及注水情况可分析油藏压力变化状况，当注水量大于采液量时，油藏压力升高，反之降低；根据地层压力与泡点压力关系，可得出压力保持水平级别。

（2）通过相渗曲线可计算得出研究区含水率与采出程度标准曲线，当实际生产曲线在理论曲线下方时，开发效果较差，反之较好；将含水率-采出程度曲线与同类油藏标准曲线相比，实际曲线逐渐接近某条标准曲线，标准曲线对应采收率即为油藏最终采收率。

（3）存水率与水驱指数波动不大反映水驱开发效果稳定，实施水井调剖、油井堵水、低渗储层压裂、酸化封堵油层措施可有效改善开发效果。

参考文献：

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［2］杜玉山，杨勇，郭迎春，房会春，胡罡，田选华. 低渗透油藏地层压力保持水平对油水渗流特征的影响［J］. 油气地质与采收率，2015，03（22）：72-76.

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Evaluation of Water Flooding Development Effect in Low Permeability Oil Field

LIANG Peng，LIU Sai，BAO Chu-hui，MA Jing
（Northeast Petroleum University， Heilongjiang Daqing 163318， China）

Abstract：In the middle and later stage of development of low permeability oil field， the reasonable evaluation of water injection effect is the precondition and foundation for making reasonable fine water injection policy. Through analyzing the relationship between the formation pressure and saturation pressure， the pressure level is maintained. The theoretical curves of the water cut and the degree of production are obtained by using relative permeability curves. The effect of the development is analyzed through comparing actual curve and the theoretical curves. The relationship between water flooding index and injection production ratio is used to calculate the standard plate under different injection production ratio. The actual curve is compared with the similar reservoir water storage rate， water flooding index standard chart to evaluate development effect of water flooding. The research shows that the production capacity of N block is good， and the difference of production volume and water injection volume is the same as that of formation pressure. The water cut and recovery degree relation chart， water storage rate chart， water flooding index chart can be used to evaluate the reservoir development effect.

Key words:Evaluation of development effect； Pressure level； Water storage； Water flooding index； Flood control measures

中图分类号：TE 357

文献标识码：A

文章编号：1671-0460（2016）02-0400-04

基金项目：2015年校级研究生创新科研项目“特低渗透油藏精细注水方案研究（YJSCX2015-013NEPU）”。

收稿日期：2015-10-17

作者简介：梁鹏（1990-），男，黑龙江哈尔滨人，硕士研究生，2013年毕业于东北石油大学海洋油气工程专业，研究方向：油藏数值模拟。E-mail：nepuszmn@126.com。