阶段水驱指数、存水率理论图版修正及应用

2017-10-11付铭廖茂林刘德华

当代化工 2017年9期

关键词：注采比图版水驱

付铭，廖茂林，刘德华

（长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100）

阶段水驱指数、存水率理论图版修正及应用

付铭，廖茂林，刘德华

（长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100）

阶段存水率、水驱指数理论图版作为评价水驱油藏效果一种重要模型，在确定油藏合理配水量与井网调整等方面有广泛应用。由于该模型是含有3个未知变量，因此在实际应用运用过程中，我们通常选择控制注采比的大小来确定含水率与存水率、水驱指数的变化规律。运用理论图版对A断块砂岩油藏注水开发进行拟合可以看出该图版无法有效判断注水效果的合理性。这说明理论图版适合性有限。为了更好的确定油藏水驱效果，通过水驱油藏注采经验公式与存水率、水驱指数定义式结合推导出合理注采比下阶段存水率、水驱指数与含水率的表达式，应用新的表达式所得到的理论曲线与实际生产曲线趋势对比，若理论的曲线与实际结果一致，说明水驱有效较好。同时在对A油藏运用过程中，我们还能通过该模型得到油藏水驱开发效果好坏时机，所以相比与理论图版，新模型更加有效、可靠。

存水率；水驱指数；图版修正; 水驱评价

Abstract:The theoretical chart of stage water storage rate and water flooding index is an important model to evaluate the effect of water drive reservoir, and it is widely used in determining reasonable water allocation and well pattern adjustment. Since the model contains 3 unknown variables, we usually choose the ratio of injection production ratio to determine the change law of water content, water storage rate and water flooding index in the practical application.Using the theoretical chart to fit the waterflooding development of A fault block sandstone reservoir, it can be seen that this plate can not effectively judge the rationality of water injection effect. This shows that the theoretical plates have limited suitability. In order to better determine the reservoir water flooding effect, the water flooding reservoir injection production formula and water storage rate, water flooding index definition are combined to derive the expressions of stage water storage rate, water flooding index and water content under reasonable injection production ratio, the theoretical curves obtained by the new expressions are compared with the actual production curves. If the theoretical curve is in accord with actual results, the water flooding effect is good. At the same time, its application in A reservoir shows that we can get the time and opportunity of reservoir water flooding development by this model. Therefore, the

new model is more effective and reliable than the theoretical chart.

Key words:Water storage rate; Water drive index; Plate correction; Water drive evaluation

注水作为砂岩开发核心技术，准确有效地获得油藏开发效果可以进一步指导油藏井网部署及调整，从而提高油藏经济效益。石油行业最规范开发指标有含水上升率、产量递减率、存水率、地层压力、水驱储量控制程度和水驱储量动用程度[1]。通过调研，不少学者将存水率、水驱指数划分为累计[2]与阶段[3]两种类型，文献[4]指出累计存水率属于阶段存水率。因此本文从阶段存水率、水驱指数定义式出发得到相应的标准理论图版，该图版受限于注采比大小变化，实际应用效果一般。张金亮[5]试图将水驱特征曲线与注采比定义式结合获得新的计算模型，该模型只能适用于出现水驱特征曲线的时候。袁东[6]提出阶段存水率与物质平衡结合得到的模型需要地质参数较多、计算过程较复杂。为了更好有效的评价水驱砂岩油藏，本文选择将注采经验公式与存水率与水驱指数定义式结合，推导出存水率、水驱指数与含水率在合理注采下表达式，通过实际A油藏可以看出该表达式得到的新的图版有效反应水驱油藏有效与无效的时期，同时克服了其他模型所需参数较多方面的缺陷，因此该方法可推广使用。

1 存水率与水驱指数

1.1 存水率理论曲线

存水率是指阶段注水量与阶段产水量之差占产水量比值。存水率高低表明注入水利用程度高低，阶段存水率公式为[7]：

式中∶ Qi为年注水量,104m3; Qw为年产水量，104m3。

由注采比定义式得[7]：

式中：Z为合理注采比；B油藏换算系数，无因次。

将式（1）与式（2）结合，得注采比与存水率关系式：

根据含水率定义式，得：

式中：fw为含水率，无因次。

将式（4）代入到式（3）中，得存水率、含水率及注采比的关系式：

根据式（5），当我们给定注采比Z=0.4，0.6，0.8，1.0，1.2，1.4，1.6，1.8，2.0，3.0 值。得到存水率与含水率对应的数值，作出Cp_fw理论曲线。

由图1理论图版可以看出，当注采比保持不变时，存水率随着含水率的增加不断减小。

图1 实际存水率与理论图版拟合图Fig.1 Actual water storage rate and theoretical chart fitting

A油藏实际的存水率与含水率值添加到理论图版中上，从拟合结果可以看出，实际的存水率与含水率的无规律性及波动性较大，充分说明油田的注水不稳定。分析实际曲线，综合含水大约在小于50%时，地下存水率较平稳；综合含水率高于50%时，存水率波动性很大,注采比较高，表明油藏水驱不理想。

1.2 水驱指数理论曲线

水驱指数是地下存水量与采出地下原油体积之比，它表示每采出1 t原油与地下存水量的比例关系，水驱指数越大，说明油藏需要的注水量越多[8]。

阶段水驱指数定义公式：

将式（2）与式（4）代入式（6）中，得：

根据式（7），给定注采比Z=0.4，0.6，0.8，1.0，1.2，1. 4，1.6，1.8，2.0，3.0。便可作出Sp_fw的理论曲线(图 2)。

图2 实际水驱指数与理论图版拟合图Fig.2 Fitting chart of actual water drive index and theoretical chart

根据式（7）得到的水驱指数理论图版看出,随着注采比值不断增加，水驱指数与含水率曲线由凸型变成凹型。同样，将实际实际数据得到水驱指数、含水率与理论图版拟合，我们只能大致看出该油藏注水状况不均，水驱开发较差。针对图中较多离散点注采比值无法反应的情况，在实际评价油藏水驱效果具有不合理性。

2 方法改进

根据注水开发油藏经验公式[9]∶

式中：Wi为累计注水量,104m3; Np为累计产油量，104m3；、β、F为系数

将式（8）两边对时间t取导，得：

将式（8）代入式（9）得：

由含水率与合理注采比定义式，得：

由文献[10]知累计产油量计算公式：

式中：A为油藏面积，m2; h为油藏有效厚度，m; Sw含水饱和度；为束缚水饱和度；Sor残余油饱和度。

由一维平面油水两项流动，油水两项相对渗透率与含水饱和度可由指数关系式表示[11]：

式中： Kro为油相相对渗透率；Krw为水相相对渗透率；n、m为系数。

根据含水率表达式，结合式（13）得：

由式（14）得含水饱和度表达式：

结合式（15）、式（12）、式（11）得注采比与含水率表达式：

将式（7）与式（16）结合,得存水率表达式∶为常数

同理，得水驱指数表达式：

3 实例应用

为了验证改进的方法有效性，选取A砂岩注水开发油藏，地面原油密度0.841 g/cm3，原油体积系数为1.4，油藏含有面积3.21 km2。

将实际累计注水数据与累计产油数据代入到式（8）中,通过Excel线性拟合得到图3,根据拟合结果得到α=1.872 9、β=0.014 3, F =116.25。

由油藏的地质参数代入到c、d表达式中,得到c=12.273,d=27.301，由得到的α、β、C、d值代入到式（17）与式（18）中计算出在合理注采比下任意含水率下存水率与水驱指数的相关值如图4与图5。

图3 累计注水量与产油量拟合图Fig.3 Accumulative water injection and oil production fitted graph

图4 含水率理论存水率与实际值对比图Fig.4 Comparison of theoretical and actual values of water retention rate and water content

图5 含水率理论水驱指数与实际值对比图Fig.5 Comparison of theoretical and actual values of water content and water flooding index

从图4与图5可以看出，与理论图版相比，改进的计算方法所得到的的图版可以明显看出在含水率低于50%时，实际值与理论存水率、水驱指数趋势一致，说明油藏水驱效果较好。当含水率50%～70%，理论与实际有偏差，水驱效果一般。含水率达到70%以上时，实际的存水率与水驱指数波动性较大，这说明该油藏水驱效果变差，地层压力不稳定，有必须建立通过建立新的注采井网提高波及系数，从而改变水驱效果。