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对油藏开发中如何确定合理注采比的几点看法

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  【摘要】注水开发油田在长期注水之后,不可避免地产生一部分无效注水,本文运用理论推导和实际资料相结合的方法,引入了“有效注采比”的概念,通过对一个油田(或单元)无效注水比例的测算,确定出在不同压力保持水平、不同采液速度下的注采比及在合理压力保持水平,合理采液速度下的合理注采比,为油田进行合理的配产配注提供理论依据。
  【关键词】油田开发 注采比 无效注水 压力水平
  随着油田开采程度的加深,开采状况发生了变化,不可避免地形成一部分无效注水,按照理论计算的注采比进行配产配注,就会使地下的注采平衡遭到破坏,地层压力将会持续下降。本文通过测算油田(或单元)无效注水比例,消除无效注水对合理配产配注的影响,确定不同压力保持水平、不同采液速度下的注采比,为油田进行合理的配产配注提供科学理论依据。实例计算表明,运用油田(或单元)实际产液量、总压降和注采比资料进行回归,可以定量计算无效注水比例,确定任一压力水平、采液量下合理注采比。在含水90%~95%阶段,某油田区块合理注采比为1.14;Ⅳ1-3单元合理注采比为1.18。
  只有完善开发方案,优化措施工作,提高油田管理水平,才能减少无效注水量,提高注水利用率,改善注水开发效果。注水开发油田是通过注水来保证油井具有旺盛生产能力的。为达到较好的开发效果,一般是通过注采平衡来实现的,而要达到注采平衡就必须有一个合理的注采比。油田开发初期,合理的注采比是通过理论计算获得的,随着油田开采程度的加深,地下地质条件越来越复杂,井况越来越差,这样就不可避免地形成一部分无效注水,按照理论计算的注采比进行配产配注,就会使地下的注采平衡遭到破坏,地层压力将会持续下降。通过对无效注水比例的测算,来确定油田开发中后期的合理注采比。
  1注采比平衡原理
  对于弹性一水驱油藏,根据注采比平衡原理有:
  2无效注水比例测算
  运用油田(或单元)的实际△P/Qt值与IPR回归,回归系数值a总是大于或等于1,当一个油田(或单元)不存在无效注水或无效注水比例较小时,a值接近于1,当一个油田(或单元)的无效注水比例较大时,则a值大于1,无效注水比例S=1-(1/a)。分析无效注水的原因,主要有以下几个方面:①管理上造成的跑冒滴漏;②井网上存在的有注无采的井点、层或单砂体;③由于井筒的原因,造成注入水的窜流;④水注入到已经封堵的层或大孔道中;⑤注入水用来弥补转注井的地下亏空;⑥部分边外注水井,注水效果差。
  按配产配注资料对单井的注水时进行检查,某油田区块超注层段占整个注水层段的26.5%,超注水量占总注水量的23%,和测算结果基本一致(表1)。
  3确定合理注采比
  保持某压力水平、采液速度下注采比的确定。某油田区块实际年产液量1083.3×104m3,地层总压降4.19MPa,Ⅳ1-3单元1998年实际年产液量146.3×104m3,地层总压降4.82MPa,将实际值代入到公式(12)中,即可得到在采液速度不变的情况下,保持1998年底地层压力水平,某油田区块需要有效注采比0.79,需要实际注采比1.04;Ⅳ1-3单元需要有效注采比0.81,需要实际注采比1.1。保持底地层压力水平不变,采液速度提高10%时,某油田区块需要实际注采比1.06,Ⅳ1-3单元需要实际注采比1.12。保持采液速度不变,使地层压力回1MPa时,某油田区块需要实际注采比1.05,Ⅳ1-3单元需要实际注采比1.11。
  保持合理壓力水平、合理采液速度下注采比的确定。根据合理地层压力结构研究,在含水90%~95%阶段,某油田区块合理流压值为6.15MPa,合理生产压差值为7.82MPa,合理地层压力水平为82.4%,阶段合理采液速度13.8%,Ⅳ1-3单元合理流压值为5.37MPa,合理生产压差值为7.77MPa,合理地层压力水平为79.9%,阶段合理采液速度10.9%。按此计算,在保持合理压力水平、合理采液速度下,某油田区块注采比为1.14,Ⅳ1-3单元注采比为1.18(表2)。
  4结论
  运用油田(或单元)实际的产液量、总压降和注采比资料进行回归,可以定量地计算无效注水的比例,无效注水比例s=1-1/a,a/为回归系数。a值总是大于或等于1,当一个油田(或单元)不存在无效注水或无效注水比例较小时,a值接近于1;当一个油田(或单元)的无效注水比例较大时,a大于1。运用本方法,可以计算任一压力水平、采液量下所需的注采比。在含水90%~95%阶段,某油田区块合理注采比为1.14;Ⅳ1-3单元合理注采比为1.18。只有在完善开发方案,优化措施工作,提高油田管理水平上下功夫,才能减少无效注水量,提高注水利用率,改善注水效果,降低注水成本。
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