王家湾长2油藏合理注采比研究

史鹏涛，陈朋刚

（延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安 716000）

王家湾长2油藏合理注采比研究

史鹏涛，陈朋刚

（延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安 716000）

注采比能够反映出产液量、注水量与地层压力之间的关系，研究油藏在注水开发过程中的合理注采比，对于稳定原油产量、控制含水上升、实现油田合理高效开发具有十分重要的意义。利用油藏工程方法中的水驱特征曲线和物质平衡原理，对区块长2油藏当前合理注采比进行了研究，并和现场实际数据进行了对比，绘制出地层压力与注采比关系图版。结果表明:两种方法计算的数值和矿场实际的注采比一致，能够指导王家湾区块的整体注水开发。

注采比；水驱特征曲线法；物质平衡法

王家湾油田进入注水开发以后，随着井网的调整，在开发过程中表现出来的层间矛盾和平面矛盾日趋严重，导致含水上升等一系列问题。如何有效控制含水，扩大水驱波及体积，达到注采平衡、压力平衡是当前急需解决的问题[1，2]。目前所采用的配注方法是以生产经验为主的配水，缺少理论依据。为此开展该区域油藏合理注采比确定方法，能进一步改善油田注水开发效果。

1 合理注采比确定方法

1.1 水驱特征曲线法

1.1.1 公式推导 根据文献[3，4]，注水开发砂岩油田的注采关系可用下式表达:

其中:Wi－累积注水量，104m3；NP－累积产油量，104t；A，B，C为常数。

注采比定义关系式为:

求导，代入（2）式得:

其中:Rip-注采比；WOR-水油比；Bo-原油体积系数；γo-地面原油密度，t/m3。

甲型水驱特征曲线的关系式为:

变换（4）式得:

其中:WP-累积产水量，104m3；D，E，F常数。

将（5）式代入（3）式，整理后得到注采比关系式:

1.1.2 数值计算

（1）确定A、B、C:根据区块生产数据回归得到拟合曲线（见图1），可以看出A=-270，B=2.459 4、C=0.002 7。所以累积采油量与累积注水量之间半对数关系式:lg（Wi+270）=2.459 4+0.002 7NP，相关系数R2=0.999 7。

图1 研究区长2油藏注水量与累积采油量关系曲线

（2）确定D、E、F:根据图2拟合曲线，可得到D= 200，E=2.283 4、F=0.003 5。因此累积产水量与累积采油量之间满足半对数关系:lg（Wp+200）=2.283 4+ 0.003 5NP，相关系数R2=0.999 5。

图2 研究区累积产水量与累积产油量关系曲线

（3）确定H、G:

（4）确定不同含水率下的Rip:

通过给定不同的含水率值，可以得到相应的注采比Rip，计算结果（见图3）。

图3 注采比与含水率关系曲线图

从图3看，在目前含水77%的情况下，该区块合理注采比为0.81。结合目前的实际注采比和压力保持水平，该注采比数值明显偏小。

1.2 物质平衡法

确定压降速度、注采比和含水率之间关系[5]:

假设某压降速度，可计算出不同注采比下的含水率，其结果（见图4）。

图4 压降速度、注采比和含水率之间关系图版

根据目前的压力保持水平，实际确定的合理地层压降速度为-1.0 MPa/a，目前的含水77%的情况下，通过关系图版确定出该区块的理论注采比为1.12。

1.3 理论数值与矿场实际对比

结合历年的生产动态，该区注采比平均在0.9左右，地层能量恢复速度较快，产液量上升，但含水也由60%上升到77%。通过理论计算，由水驱特征曲线法得到的注采比数值小于物质平衡法得到的注采比数值，主要是与水驱特征曲线法所用到的注水量等数据有关；最终得到的综合注采比1.1略高于当前现场的注采比0.93，两者相差不大，理论计算的结果和现场实际基本吻合。当前含水率较高，为了保持地层能量，该区的合理注采比数值应该控制在1.1左右，并实时根据生产动态可随时调整配注量。

2 结论

（1）应用水驱特征曲线法和物质平衡法确定了该区块合理的注采比数值，并与现场实际进行了对比，其结果与现场实际吻合。

（2）应用物质平衡原理确定了该区压降速度、注采比和含水率之间关系图版，计算了研究区在当前含水率、压力保持水平下的合理注采比为1.1，此方法能够有效指导水驱开发，并适时做出调整。

［1］上官永亮，赵庆东，宋杰，等.注水井合理配注方法研究［J］.大庆石油地质与开发，2010，22（3）:40－42.

［2］郑俊德，姜洪福，冯效树.萨中地区合理注采比研究［J］.油气地质与采收率，2001，8（2）:55－57.

［3］钟德康.注采比变化规律及矿场应用［J］.石油勘探与开发，1997，24（6）:65－69.

［4］杨国红，尚建林，王勇，等.水驱特征曲线注采比法优化配注计算［J］.新疆石油地质，2013，34（1）:59－62.

［5］李程彤，刘性全.萨南开发区水驱高含水后期合理注采比的确定方法研究［J］.大庆石油地质与开发，2006，25（4）: 54-56.

Study on reasonable injection-production ratio of Wangjiawan Chang 2 reservoir

SHI Pengtao，CHEN Penggang
（Exploration&Development Technology Research Center of Yanchang Oilfield Company，Yan'an Shanxi 716000，China）

It is very important to study the relationship between the amount of liquid production,the amount of water injection and the formation pressure,and study the reasonable injection and production ratio of the reservoir in the process of water injection.It is very important to stabilize the crude oil production,control the water content rise and realize the reasonable and efficient development of the oilfield the meaning of.Based on the waterflooding characteristic curve and the material balance principle in the reservoir engineering method,the current reasonable injection/production ratio of the block Chang 2 reservoir is studied,and the actual data is compared with the actual data.The relationship between the formation pressure and the injection/plate.The results show that the calculated values of the two methods are consistent with the actual injection-production ratio of the mine,and can guide the overall waterflooding development of the Wangjiawan block.

injection-production ratio；water drive characteristic curve method；material balance method

TE357.6

A

1673-5285（2017）04-0082-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.04.021

2017－02-20

史鹏涛，男（1982-），陕西宝鸡人，现延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心工作，工程师，主要从事油田开发工程的研究与应用工作。