徐国民 周晓峰 尚德淼 张建军

（1.中国石油大庆油田有限责任公司第六采油厂，黑龙江 大庆 163114；2.“陆相页岩油气成藏及高效开发”教育部重点实验室（东北石油大学），黑龙江 大庆 163318；3.东北石油大学非常规油气研究院，黑龙江 大庆 163318；4.东北石油大学石油工程学院，黑龙江 大庆 163318；5.中国石油大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司，黑龙江 大庆 163114）

0 引 言

大部分水驱油田进入开发中后期时，随着注水冲刷，储层非均质性日益严重。在注水开发多层系油藏过程中，需要综合考虑层间和层内非均质性矛盾，基于储层特征制定个性化分层注水方案。目前注水井定量注水方式无法真正实现分层定量注水，其主要原因是注采系统中注入端定量而采出端不定量，即注采系统处于非平衡状态［1］。因此，为了使层间各类油层得到均衡动用，必须建立分层有效驱动压力体系并对分层注入压力进行动态监测，实现分层定压注水并采取切实可行的分层调整及挖潜措施，从而提高油田整体注水开发效果［1-3］。

利用预置电缆智能配注系统进行测调作业时，通常只有当注水压力达到或超过某一临界值时，多孔介质中的流体才会开始流动，启动压力为多孔介质中流体开始流动时的压力。预置电缆智能测调系统测定的注水井各小层的压力和流量动态变化特征表明：当注水小层开始吸水时，对应的套管压力为该小层的吸水启动压力。注水井的启动压力监测对于设计高效配注方案具有重要意义。传统的注水井堵塞器嘴后压力均基于等值渗流阻力方法确定，计算时并未考虑吸水启动压力梯度的影响，因此利用该方法设计的配注方案在开发非均质性强的多层系油藏时，某些启动压力梯度大的注水层段由于注入压力的限制根本无法实现动用，进而导致无法实现注水井精细分层配注的目的［4-13］。

本文基于预置电缆智能测调结果，提出了一种考虑吸水启动压力梯度的堵塞器嘴后压力确定方法。该方法可用于解决多油层注水开发油藏无法实现精细分层配注的问题，进而建立分层有效驱动压力体系，提高整体开发效果。以大庆油田某试验区井组为例，利用该方法进行了精细分层定压注水配注参数优化设计并跟踪评价了现场应用效果，可以为进一步开展多层系定压注水配注参数优化设计提供技术支撑。

1 考虑吸水启动压力梯度的堵塞器嘴后压力计算方法

随着分层注水技术的发展，注水井预置电缆智能测调系统在开发多层系油藏中的应用越来越广泛［5-12］。预置电缆智能测调结果表明：注水井注采层段内存在吸水启动压力，当注水压力低于吸水启动压力时，层段不吸水导致无法有效动用该层段，因此有必要修正现有的基于等值渗流阻力原理的配注方案设计方法。常规注水井分层配水方案是基于等值渗流阻力方法计算获得，该方法存在的缺陷是未考虑吸水启动压力梯度对配注计算结果的影响。考虑吸水启动压力梯度的堵塞器嘴后压力计算［14］可实现注水井精细分层配注的目的。

1.1 注采层段配注压差确定

选择一个典型注采井组为研究对象，典型注采井组内含有1 口注水井和n口采油井，注水井共划分出m个注采层段。典型注采井组井位分布、注水井与第i口采油井间注采层段分布如图1所示。

图1 典型注采井组系统井位/注采层段分布示意Fig.1 Sketches of well locations/injection-production intervals distribution of typical well pattern

基于公式可得到该井组注采层段对应的碾平厚度、等效井距和平均绝对渗透率。

注采层段碾平厚度计算公式为

注采井组内注水井与采油井之间等效井距计算公式为

式中：re——等效井距，m；ri——注水井与第i口采油井之间的距离，m。

注采层段平面内平均绝对渗透率计算公式为

典型注采井组内注采层段油水两相相对渗透率计算过程：

（1）根据典型注采井组目前开采状态，计算井组内各采油井平均含水率表达式为

式中：——注采井组各采油井平均含水率，%；qo，i——第i口采油井目前产油量，m3/d；qt，i——第i口采油井目前总产液量，m3/d。

（2）基于所述典型注采井组内油—水相渗数据，建立油相、水相相对渗透率、含水率与平均含水饱和度之间的关系曲线，含水率计算公式为［14］

式中：μw——注入水黏度，mPa·s；——注采井组内注水井各注采层段各方向平均油相相对渗透率；μo——地层原油黏度，mPa·s；——注采井组内注水井各注采层段各方向平均水相相对渗透率；——平均含水饱和度，%。

（3）基于公式（4）和公式（5）确定典型注采井组内目前平均含水饱和度。基于水相相对渗透率与含水饱和度变化关系曲线，计算得出典型注采井组目前含水率条件下对应的水相相对渗透率()。

在获得上述典型注采井组基础参数后，基于等值渗流阻力原理，注水井第j个注采层段的配注压差表达式为

式中：Δpj——注水井第j个注采层段的配注压差，MPa；Q——注水井总配注量，m3/d；m——注水井注采层段总数；——注水井第j个注采层段对应的渗流阻力，MPa/（m3·d-1）。

式中：Bw——注入水体积系数，m3/m3；rw——注水井井眼半径，m；S——表皮系数。

1.2 注采层段吸水启动压力梯度确定

典型注采井组各层段吸水启动压力梯度是基于预置电缆智能测调系统测定的压力和流量数据计算获得。若典型注采井组未进行预置电缆智能测调作业，则可采用研究区块内临近井组的智能测调数据计算对应注采层段的吸水启动压力梯度。根据预置电缆智能测调系统测定的注水井各注采层段的压力和流量数据，计算各小层对应的吸水启动压力梯度，进而确定各注采层段对应的附加启动压差。

（1）智能测调注采井组第j个注采层段由吸水启动压力引起的附加启动压差计算公式为

式中：Δpth，j，in——智能测调注采井组第j个注采层段附加启动压差，MPa；pth，j，in——智能测调注采井组第j个注采层段的吸水启动压力，MPa；qth，j，in——智能测调注采井组第j个注采层段的配注量，m3/d；pˉwf，in——智能测调注采井组各采油井平均井底流压，MPa；Kew，j，in——智能测调注采井组第j个注采层段水相有效渗透率，μm2；下标“in”代表智能测调注采井组对应的参数。

智能测调注采井组第j个注采层段的吸水启动压力pth，j，in和分层配注量qth，j，in由预置电缆智能配注测调系统测定获得。在获得智能测调注采井组的附加启动压差后，即可计算研究注采层段对应的启动压力梯度。

（2）智能测调注采井组第j个注采层段启动压力梯度计算公式为

式中：∇pj，in——智能测调注采井组第j个注采层段启动压力梯度，MPa/m；nin——智能测调注采井组内采油井总数。

（3）若典型注采井组未进行预置电缆智能测调作业，则依据邻近智能测调井组测定的启动压力梯度值计算典型注采井组注水井第j个注采层段对应的附加启动压差Δpth，j，其计算公式为

式中 Δpth，j——典型注采井组内注水井第j个注采层段对应的附加启动压差，MPa。

1.3 堵塞器合理嘴后压力确定

（1）计算典型井组注水井第j个注采层段的配产压差时，需要考虑井组内注水井在该注采层段内由吸水启动压力梯度引起的附加启动压差，最终给出合理的堵塞器嘴后压力。考虑吸水启动压力梯度的堵塞器嘴后合理压力计算公式为

式中：pnp，j——典型井组内注水井第j个注采层段堵塞器嘴后压力，MPa；pˉwf——典型井组内各采油井平均井底流压，MPa。

（2）基于式（6）、式（10）和式（11），同时结合典型井组内各采油井平均井底流压数据，即可计算出考虑吸水启动压力梯度的堵塞器嘴后合理压力，其表达式为

2 计算实例

2.1 典型井组注采层段配产压差确定

选择大庆油田某区块典型注采井组为研究对象，该井组包含1 口注水井和4 口采油井，注水井组内共划分7 个注采层段。典型注采井组内注水井和采油井各注采层段基本信息如表1所示。

以现场实际典型注采井组内注水井设计总配注量91.7 m3/d 为例，基于式（2）—式（7），计算了注水井与采油井间等效井距、井组内各采油井采出端平均含水率、注采系统内水相相对渗透率、各注采层段对应的渗流阻力和配注量。基于上述参数计算结果，即可获得注水井在各注采层段内的配产压差，计算结果如表1所示。

表1 典型注采井组基本参数与各小层配注量和配产压差计算结果Table 1 Basic parameters of typical injection-production well pattern and calculated results of injection volume and pressure difference for each separated layer

2.2 智能测调注采井组各层段附加启动压差确定

利用预置电缆智能配注测调系统测定了与典型注采井组相邻的注采井组各小层的压力和流量动态变化情况（图2）。由图2可知，当ZS-2 小层开始吸水时，对应的套管压力为该小层的吸水启动压力。以此类推确定了智能测调注采井组各小层的吸水启动压力，智能测调注采井组内注水井和采油井各小层吸水启动压力和流量统计结果见表2。

表2 智能测调注采井组各小层吸水启动压力和流量的测定结果Table 2 Water-injection starting pressure and flow rate for each separated layer of intelligent injection-production well pattern

图2 注水井分层吸水启动压力和流量的测定结果Fig.2 Measured results of starting pressure and flow rate for separated layers in water injector

基于预置电缆智能配注测调系统测定的注水井各小层的启动压力和流量数据并结合智能测调注采井组基本参数，计算了注采井组内各注采层段启动压力梯度，进而获得目标典型井组各注采层段对应的附加启动压差，计算结果如表3所示。

2.3 典型井组注采层段堵塞器嘴后压力确定

基于获得的典型井组各注采层段配产压差、各采油井平均井底流压和各注采层段附加启动压差结果，利用公式（12）计算给出了考虑吸水启动压力梯度的堵塞器嘴后合理压力设计结果，如表3所示。

表3 典型井组各注采层段附加启动压差和嘴后压力计算结果Table 3 Calculated results of additional starting pressure difference and pressure behind blanking plug for injection-production intervals in typical well pattern

3 现场应用

以大庆油田某试验区典型注采井组为例（与计算实例选用的典型井组相同），论证了考虑吸水启动压力梯度的精细分层定压注水配注参数优化设计方法的有效性。基于表3计算的嘴后压力设计结果，调整了该典型井组注水井各注采层段的注水压力。综合分析该注采井组嘴后压力调整后7 个月的动态生产数据（包含4 口采油井的日产油量和含水率）并跟踪评价了分层定压注水开发效果。图3代表典型注采井组嘴后压力调整后的生产动态变化曲线。

由图3可知，采用新方法设计的配注参数后，典型井组采油井平均产油量稳步提升（由1.56 t/d上升至1.93 t/d），含水率逐渐降低（由95.9%下降至93.2%）。表明利用本文提出的分层定压嘴后压力设计方法进行分层定压注水设计起到了良好的注水开发效果。

图3 典型注采井组生产动态变化曲线（调整后）Fig.3 Production performance curves of typical injectionproduction well pattern(After adjusted)

4 结 论

（1）考虑吸水启动压力梯度的堵塞器嘴后压力确定方法克服了传统的分层定压注水配注参数设计的不足，可实现多层系注水开发油藏配注参数的精细设计。

（2）应用实例证明了精细分层定压注水配注参数优化设计方法的有效性。采用该方法精细调整配注参数后，采油井平均产油量稳步提升（由1.56 t/d 上升至1.93 t/d），含水率逐渐降低（由95.9%下降至93.2%）。