刘海成, 王 相

(1.中石化股份胜利油田分公司勘探开发研究院， 东营 257001； 2.常州大学石油工程学院， 常州 213164)

相比于其他介质，水资源容易获取、污染性低，因此，中国大部分油田均采用水驱开发的方式。中国大多数油田目前已经进入了中高含水期甚至特高含水期，如何通过实现有效注水来进一步提高油田采收率意义重大[1-4]。众多研究表明油田开发效果与均衡驱替程度相关[5-8]。均衡驱替理念作为从静态方案设计到动态方案设计的一次突破，学者围绕如何实现水驱油藏的均衡驱替开发开展了一系列研究，取得了一定的成果。王军[9]定义见水时间相同作为均衡驱替的标准，在此基础上研究了对应的配产方法。严科等[10]也将见水时间相同作为均衡驱替的标准，利用数值模拟方法和油藏工程方法研究了均衡驱替的优化方法。韩光明等[11]使用驱替突破系数代替传统的见水时间作为均衡驱替评价标准，考虑了多井干扰，提出了相应的工作制度优化方法。进一步地，王德龙等[12]考虑老油田大都已见水，提出以各方向采出程度相同作为均衡驱替评价标准，借助数值模拟开展了平面均衡驱替探究，更具有普遍适用性。崔传智等[13]、马奎前等[14]从单层油藏平面均衡驱替拓展到多层油藏纵向均衡驱替，分别以各层采出程度相同为评价标准，开展了纵向上的分层配产配注研究。冯其红等[15]从经济角度对均衡驱替理念的科学性进行了详细推导论证。王相等[16]基于该理念开展了面向井组的井距优化设计方法研究。陈存良[17]以耗水率最小为目标开展了多层油藏均衡注水研究。尽管上述研究取得了一定的效果，但是尚未针对注水开发井组形成理论充分、方便快捷的定量化工作制度优化方法。为此，利用渗流力学理论和油藏工程方法，推导建立非均质油藏定液量生产情况下和定压差生产情况下的均衡注采设计新方法。

1 基于均衡驱替理念的非均质油藏井组注采设计

基本假设：油藏为等温油藏；忽略毛管力和重力影响；岩石及流体均为不可压缩；油水两相流符合达西规律，且相渗规律为指数型，即

(1)

式(1)中：kro为油相相对渗透率；krw为水相相对渗透率；sw为含水饱和度；c、d为与储层和流体物性有关的常数。

根据物质平衡原理得

(2)

根据贝克莱-列维莱特理论，开发起始时刻t0和开发终止时刻tend对应的累积注入孔隙体积倍数[18]可以表示为

(3)

(4)

根据注入孔隙体积倍数定义，有

(5)

式(5)中：qii为注采单元i的注入速度，m3/d；Ai为注采单元i的横截面积，m3；φi为注采单元i的孔隙度；Li为注采单元i的井距，m。

将式(3)～式(5)代入式(2)，整理得

(6)

1.1 定液量下注采设计公式

基于均衡驱替的注采设计是为了使各注采方向上在结束时刻平均含水饱和度尽可能相同。当注采单元采用定液量生产制度时，对式(6)进行变形，得到注采速度的计算公式为

(7)

(8)

由于待开发的新油藏，各注采单元的初始含水饱和度相同，其注采速度设计公式可以简化为

(9)

1.2 定压差下注采设计公式

同理，整理式(6)得到采用定压差生产制度时，各注采单元的生产压差设计公式，即

Δpi=

(10)

类似定产液量注采设计，两个注采单元的生产压差应满足

(11)

同理，对于新油藏式(11)可以简化为

(12)

2 注采设计参数影响规律分析

由注采设计公式可以看出，油藏注采设计与多个因素有关，分析这些参数对注采设计的影响，有利于准确把握变化规律。

2.1 定液量注采设计影响规律分析

图1 定液量开发时影响因素敏感性分析Fig.1 Analysis of influence factors of injection production design under constant liquid rate

2.2 定压差注采设计影响规律分析

图2 定压差时影响因素敏感性分析Fig.2 Analysis of influencing factors of injection production design under constant pressure difference

3 算例分析及应用

以某油田基本参数为基础建立五点法井组模型，一注四采，注水井位于中心，油井位于四个角上。油田具体参数为：油黏度为2 mPa·s，水黏度为0.5 mPa·s，相渗参数为c=39.792，d=3.411×108，渗透率为100×10-3μm2，含水饱和度为0.22，各对角方向孔隙度分别为0.30、0.25、0.20、0.15，设计生产20年。

3.1 定液量下注采设计

传统设计方案下，各注采单元采用一致的注采速度(20 m3/d)，根据式(8)计算得到优化方案，各注采方向的最优注采速度分别为26.67、22.21、17.77、13.33 m3/d。两种方案开发5年后含油饱和度分布的对比如图3所示。由于储层非均质性的影响，采用传统的设计方案导致各注采单元驱替欠均衡，剩余油集中在物性较好但是驱替不足的方向；而优化方案根据油藏的非均质特性有了针对性的驱替，使得整个井组驱替更加均衡，开发效果更好。

图3 定液量开发方案效果对比图Fig.3 Waterflooding effect comparison of two injection production designs under constant liquid rate

3.2 定压差下注采设计

传统设计方案下，各注采单元采用一致的生产压差，根据式(11)计算得到优化方案，各注采单元的最优注采压差分别为9.8、4.9、3.2、2.4 MPa。两种方案开发5年后含油饱和度分布的对比如图4所示。由于储层非均质性的影响，传统设计方案针对各注采单元采用相同生产压差，反而导致物性较好的单元未得到完全驱替，剩余油更集中在该注采单元，因此，各注采单元驱替欠均衡；而优化方案根据油藏的非均质特性有了针对性的驱替，使得整个井组驱替更加均衡，开发效果更好。

图4 定压差开发方案效果对比图Fig.4 Waterflooding effect comprison of two injection production designs under constant pressure difference

3.3 典型井组应用实例分析

如图5所示，坨142井组共有采油井2口、注水井5口，调整前井组日注水604.2 m3，日产液564 t，单井平均日产油3.7 t，含水率98.7%，为胜坨油田典型的特高含水井组[19]。如表1所示，坨142-16井日产液252 t，利用本文方法计算三个注采方向上的注入量分别为157.3、43.8、53.6 m3/d，坨142-3井日产液312 t，四个注采方向上注入量分别为120、108、60、24 m3/d。

表1 坨142-3井组注采设计方案

图5 坨142-3井组注采设计方案Fig.5 Injection production design scheme of well group Tuo 142-3

基于均衡驱替的油藏开发理念，以注促产，调控流场。井组实施注采调整后，无效注水和低效产液现象显著减轻，耗水量下降。坨142井组日增油0.9 t，含水下降0.3%，日无效注水减少37.5 m3，大大降低了吨油耗水量和运行成本，起到了较好的增油降水效果和经济效益。

4 结论

(1)考虑储层的非均质分布，以均衡驱替为目标，利用渗流力学理论和油藏工程方法，分别推导建立了定液量生产情况下和定压差生产情况下的非均质油藏注采设计方法。

(2)油水井注采设计受井距、孔隙度、渗透率、当前含水饱和度等因素影响，定液量与定压差开发时各因素的影响规律不同。其中，对于高含水期油藏，当前含水饱和度处于较高水平，对于注采设计影响十分显著，需要特别关注。

(3)矿场实践表明，相同开发条件下，基于均衡驱替理念的注采设计方法的开发效果要优于传统设计方法，是特高含水油藏低成本开发高效技术。