海上油田注水开发效果评价

耿艳宏



海上油田注水开发效果评价

耿艳宏

（中海石油研究总院有限责任公司/海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028）

针对海上部分油田注水后存在吸水能力下降、地层压力保持水平低等问题，从注水量的合理性、注入水的利用率、井组内注入效果等方面对海上油田注水开发效果进行了评价，研究了海上油田的合理油水井数比、合理的存水率及井组内注水的有效利用等问题，得到了海上油田注水的效果评价方法，应用此方法对海上LD油田进行了注水效果评价，找到了此油田存在的注水量不足、存水率偏低、部分井组存在注水水窜问题，并提出了下步注水调整的方向。

海上油田；液处理能力；注水利用率；油水井数比；存水率

海上油田注水与陆地油田注水相比具有一些难点[1-2]，海上油田可利用面积和空间有限，注水海管、液处理的能力有限，洗井等作业用水困难，注入水的水质标准要求高；海上注水要求设备尺寸小、重量轻、防腐蚀、效率高和布置紧凑，还必须具有严格的监测系统。1988年南海涠州10-3油田注水系统的投产运转揭开了海上油田注水的篇章[3]，到2015年底，国内海上注水开发的油田已经达到了42个，2015年产油量也占到了当年海上总年产油量的近60%，就连天然水驱开采了近30年的海相砂岩油田也于2016年开始了注水开发，因此注水效果评价对海上油田的增储上产尤为重要。

注水油田的开发效果基本是通过反映水驱开发效果的指标进行评价的，包括水驱储量控制程度与动用程度、能量保持水平、年产油量综合递减率、剩余可采储量采油速度、水驱状况、含水上升率、采收率等方面[4]。本文从油水井数比的合理性、注入水的利用率、井组内的驱替效果对海上油田注水效果进行了评价，以期找到海上注水油田不同开发阶段存在的关键注水问题，为海上油田下步的注水挖潜提供参考。

1 评价思路

1.1 油水井数比的合理性评价

注入水量主要通过油田的注采比反映出来。在油田总开发井数一定、单井的最大注入量及最大产出量一定的情况下，油田的注采比跟油田的油水井数比是直接相关的。陆上油田对于合理油水井数比的研究较多，普遍认为油田的合理油水井数比是指油田注水井和生产井井底流压一定、开发总井数一定的条件下，能够获得最高产液量的生产井与注水井的井数之比[5-8]。其中文献[8]考虑因素较全面，考虑了油田注采不平衡、原油密度及体积系数的影响。将文献[8]中公式（22）整理后可得到油田的日产液量与油水井数比的关系式：

由于海上油田测试资料少，产液指数、吸水指数需要通过计算方法进行求解。

海上油田大部分采用定向井多层合采，单井产液指数在Vandervlis定向井产能公式[9]的基础上引入层间干扰系数[10]进行修正，表示如下：

开发特定油藏时，其他因素已确定，吸水指数的变化主要反映在油层中含水饱和度增加引起的流动阻力变化。已有的文献[11-12]主要是针对水平井，按不含水时的采液指数乘以流度近似给出了吸水指数的计算公式，并不能对后期开发吸水指数的变化进行预测。因此选用文献[13]中的见水后的注入量公式除以注入压差来计算见水后的吸水指数，即：

将公式（4）、（5）代入公式（2）、（3）可得到海上油田合理油水井数比的公式如下：

1.2 注入水利用效果评价

注水利用率是评价油田注入水利用效果的一项重要指标，不仅影响着开发效果的好坏，而且直接影响着经济效益的高低。注水利用率的高低可以从两个方面体现：一是地下存水率的大小，二是在相同注入倍数下采收率的高低。对于一个既无边底水侵，又无注入水外溢的封闭油藏，两者是统一的。本文选用地下存水率来评价油田注入水的利用效果。

确定合理存水率的方法有多种[14-18]，通过海上多个油田的实际计算应用，存水率–含水率图版法[12]、存水率–采出程度经验公式法[15]适应性更广。

存水率–含水率图版法：

存水率–采出程度经验公式法：

1.3 井组内驱替效果评价

若油田的注入水量和存水率都是合理的，但分析具体井组时会遇到这样的情况，一种情况是虽然生产井周围部署了注水井，但是生产井周围地层压力下降快、注入水无效果，出现这种情况的原因可能是由于对小断层没有认识到或者对河道认识不够，注水井和生产井不连通导致的；另一种情况是注水井和生产井之间的注入水单向突进，两口井在某一小层存在高渗条带，发生水窜。因此，对于具体井组，注入水对生产井是否有效果还需进一步评价。评价时应结合地质、油藏综合评价，可从沉积微相、注采对应关系、生产注水曲线、产液吸水剖面、产出水分析、砂体物性等方面综合分析。

2 应用实例

2.1 油田基本概况

LD油田主体区为受断层控制的断裂半背斜构造，含油面积7.74 km2，水深30 m左右，主要含油层段为古近系东营组东二下段，Ⅱ、Ⅲ油组为主力油组，主要发育辫状河三角洲前缘亚相沉积砂体。储集层有效厚度平均为14.4 m，孔隙度平均为31%，有效渗透率平均为5 000×10-3μm2，具有高孔、中高渗的特征。油田原始地层压力15.54 MPa，饱和压力12.2 MPa，油层温度为61.4 ℃，地层原油黏度平均19.4 mPa·s，原油体积系数为1.12，地面原油密度为0.877 g/m3。

LD油田于2005年1月投产，9月开始注水，采用五点法面积注水，定向井多层合采，注采井距为400 m。到2013年底，总井数52口，井筒半径为0.12 m，其中油井38口，日产油2 250 m3，日产液6 500 m3，综合含水率为63.6%，单井生产压差平均为2 MPa，测井表皮系数平均为1.6，干扰系数平均为0.2；水井14口，日注水7 300 m3，存水率为46%，单井注水压差平均为8 MPa，地层水黏度为0.5 mPa·s，油田液处理能力为15 000 m3/d。

2.2 油水井数比的合理性评价

图1 LD油田岩心测得的相对渗透率曲线

图2 LD油田日产液量与油水井数比关系（含水率63.6%）

根据油田2013年底日产液量、含水率及原油地下体积系数折算，实际油田地下日产液量为6 783.9 m3，而将2013年底油田的油水井数比2.7代入公式（13）得到计算的油田地下日产液量为6 884.2 m3，相对误差为1.48%，这个结果证明了公式（6）、（7）、（8）的可靠性。

从图2可以看出，含水率为63.6%时，油田的最大产液量为8 054 m3/d，对应油水井数比为1.3。此时的最大液量低于油田的液处理能力15 000 m3/d，因此，LD油田在63.6%含水率时的合理油水井数比为1.3，需要9口油井进行转注。这也说明了目前含水下油田的注水量是不够的。

采用同样的方法，对油田含水率为86.7%时油田的日产液量及油水井数比的关系进行了计算，结果见图3。从图3可以看出，含水率为86.7%时，油田的最大产液量15 117 m3/d，对应油水井数比为1.3。此时的最大产液量高于油田的液处理能力15 000 m3/d，根据海上油田的特点，取液处理能力下的油水井数比为油田的合理油水井数比。图3中显示15 000 m3/d对应油水井数比为1.1、1.6，考虑海上油田实际，取油水井数比1.6作为含水率86.7%时油田的合理油水井数比。

图3 LD油田日产液量与油水井数比关系曲线（含水率86.7%）

2.3 注入水的利用效果评价

2.3.1 存水率-含水率图版法

图4 LD油田存水率-含水率变化曲线

从图4中可以看出，在油田注水开发过程中，随着综合含水率的不断上升，存水率越来越低。在含水55%之后，存水率下降幅度减小，油田的月注采比向1.2的方向变化，油田注入水的利用效果有变好趋势。

2.3.2 存水率-采出程度经验公式法

图5 LD油田存水率-采出程度变化曲线

综上所述，根据存水率–含水率图版和存水率–采出程度图版，综合调整后，存水率向好的方向变化，注入水的利用效果变好，但与标定采收率相比仍然偏低。

2.4 井组内驱替效果评价

以油井A22井为例进行分析。油井A22井投产于2005年1月28日，主要生产东二下段II油组1、2小层，此井周围设计两口注水井A14、A43井为其注水，其中水井A14井投产于2007年1月5日，水井A43井投产于2009年8月16日。

水井A43井做吸水测试后显示主要吸水层位在1小层上部及2小层下部，跟油井A22井的产液层位是一致的，可能存在注入水无效循环问题。注水井A14投产后2年半内生产井A22井不含水，产液量也不随注水井的注水量变化，说明A14井与A22井连通性较差；而A43井投产后8个月，A22井含水率从0.3%上升到了65.8%，随着A43井注入量的增加，A22井产液量也增加，说明A43井的注入水推进到了生产井井底，造成了注入水水窜。对于此问题，后期可考虑优化注采井网改变液流方向。

3 结论

（1）海上油田合理油水井数比需要根据实际的液处理能力进行合理取值。LD油田含水率为63.6%时合理的油水井数比为最大产液量对应的油水井数比1.3，需要9口油井进行转注；含水率为86.7%时，合理的油水井数比为液处理能力对应的油水井数比1.6。

（2）存水率–含水率图版法、存水率–采出程度经验公式法对海上油田的地下存水率的计算具有较好的适应性。通过计算得出，LD油田综合调整后，存水率向好的方向变化，注入水的利用效果变好，但与标定采收率相比仍然偏低。

（3）井组内注入水的有效利用需综合分析。对LD油田A22井组分析后认为，注水井A14井对油井A22不受效；注水井A43井对油井A22井虽然受效，但是存在注入水突进、形成无效循环问题。下步调整方向可考虑优化注采井网、改变液流方向，改善开发效果。

符号注释

[1] 杜玉坤．海上油田注水[J]．中国海上油气（工程），1992，4（2）：29–51．

[2] 吉洋，刘敏，王立苹，等．海上油田分层注水反洗井技术研究与应用[J]．中国海上油气，2015，27（2）：87–92．

[3] 徐景达，何崇云．涠10–3注水油田的水质处理及管理[J]．石油钻采工艺，1990，12（6）：67–74．

[4] 邹存友，王国辉，窦宏恩，等．油田开发效果评价方法与关键技术[J]．石油天然气学报，2014，36（4）：125–147．

[5] 方凌云，万新德．高含水中后期砂岩油田的强化注水[J]．石油勘探与开发，1993，20（2）：47–55．

[6] 贾自力，高文君，赵晓萍．水驱油田合理井网密度和注采井数比的确定[J]．新疆石油地质，2005，26（5）：562–564．

[7] 李留仁，袁士义，胡永乐．合理注采井数比与合理压力保持水平的确定[J]．西安石油大学学报，2011，26（3）：59–61，66，9．

[8] 邹存友，常毓文，王国辉，等．水驱开发油田合理油水计算[J]．石油勘探与开发，2011，38（2）：213–217．

[9] VANDERVLIS A C，DUNS H，LUQUE R F．Increasing well productivity in tight Chalk reservoirs[C]．Bucharest：WPC，1979： 71–78．

[10] 黄世军，康博韬，程林松，等．海上普通稠油油藏多层合采层间干扰定量表征与定向井产能预测[J]．石油勘探与开发，2015，42（4）：488–495．

[11] 王陶，朱卫红，杨胜来，等．用相对渗透率曲线建立水平井采液、吸水指数经验公式[J]．新疆石油地质，2009，30（2）：235–237．

[12] 方凌云，万新德．砂岩油藏注水开发动态分析[M]．北京：石油工业出版社，1998：122–128．

[13] 朱丽莉，方艳君，吴梅，等．喇萨杏油田开发过程中吸水指数变化规律[J]．大庆石油地质与开发，2017，36（1）：70–74．

[14] 康晓珍，张德强，任雪艳．油田注水开发效果评价方法研究[J]．辽宁化工，2011，40（11）：1151–1155．

[15] 郭越，唐海，吕栋梁，等．阶段水驱指数、存水率与含水率的合理关系式[J]．油气藏评价与开发，2016，6（1）：32–35．

[16] 张锐．评价预测油田注水效果的一种方法[J]．石油勘探与开发，1985，（4）：36–42．

[17] 张锐．应用存水率曲线评价油田注水效果[J]．石油勘探与开发，1992，19（2）：63–68．

[18] 张锐．油田注水开发效果评价方法研究[M]．北京：石油工业出版社，2010：2–49．

编辑：岑志勇

2018–02–06

耿艳宏，工程师，1985年生，2010年毕业于中国石油大学（华东）油气田开发专业，现从事油田动态及油藏工程研究工作。

国家科技重大专项“海上稠油油田开发模式研究”（2016ZX05025-001）资助。

1673–8217（2018）04–0083–05

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