油水同層生產井注水效果評價指標修正方法

王麗影，周 震，陳世紀，李 明，薛云鑫

(延安大學 石油工程與環境工程學院，陜西 延安 716000)

鄂爾多斯盆地低滲/特低滲儲層具有豐富的油氣資源，目前已經進行了40余年的規模開發，隨著開采的進行，大量的油水同層生產井投入開發。不同于常見油層生產井的含水率從0開始，呈凸型、S型或凹型上升[1-3]。油水同層生產井開井即擁有較高的含水率，并在很長一段時間內含水率保持穩定。一些學者在評價注水效果時也發現了常規用于評價注水利用率的計算公式，如水驅指數、存水率、耗水率等在評價生產井時嚴重失真，高博禹等[4]和聶仁仕等[5]通過定義廣義存水率，解決了邊底水水侵油藏計算結果失真的問題。楊二龍等[6]和蔡厥珩等[7]將相滲曲線擬合結果代入存水率公式應用于常規油藏高含水期指標預測，高濤等[8]發現了傳統的注水評價方法在油水同層井上的適用性較差，并在應用預測公式時，結合甲型水驅特征曲線和巖心相滲曲線特征，將童氏圖版的統計常數進行了修正，但沒有矯正存水率等評價指標，未從根本上解決失真的問題。

本文針對F井區油水同層生產井進行生產特征分析，發現此類井在生產初期會產出大量的伴生水，在應用常規存水率、耗水率等公式進行注水效果評價時，如果不消除伴生水的影響，就會造成計算結果失真，因此，準確扣除伴生水的影響成為解決問題的關鍵。進一步分析水驅油機理，研究油水同層生產井含水率變化特征及變化原因，提出了根據油井見水時間確定生產井產出注入水量，并進行注水效果評價指標修正，并將修正后的評價指標用于F井區油水同層生產井的開發效果評價，評價結果符合油田開發實際。

1 F井區油井開采特征

1.1 工區概況

F井區位于陜西省延安市，屬于鄂爾多斯盆地特低滲油田，工區面積14.42 km2。2006年開始注水開發，目前共有注水井36口，生產井159口。沉積微相主要為分流河道，邊底水不發育，儲層為油水同層。儲層平均孔隙度10%，平均滲透率0.11×10-3μm2，地層原油黏度6.912 mPa·s，油氣比為12，壓恢試井導壓系數0.629 cm2/s，原始地層壓力5.0 MPa，平均注水壓力6.5 MPa。生產初期平均單井日產油0.51 t，平均初始含水率71%，開井即擁有較高的含水率，目前平均單井日產油0.06 t，綜合含水率82%。

1.2 開采特征

本區塊注采井組生產井典型開采特征曲線如圖1所示，油水同層井生產開發過程分3個階段，第I階段為自然遞減階段，該階段生產井產油量呈衰竭式遞減，遞減率較大，含水率基本穩定，約為67%；第II階段為注水見效階段，此階段產油量遞減速度減緩并趨于穩定，含水率出現較明顯的波動，但平均含水率較第Ⅰ階段的變化不大，約為65%。第III階段為油井見水階段，此階段含水率突然增高(圖1中含水率從63%突增至82%)，產油量下降，并且隨著注入水的推進，含水率逐漸升高。

圖1 F井區注采井組典型生產特征曲線

1.3 水驅機理分析

為了弄清油水同層生產井含水率變化的原因，分析油井產出水的來源，進行水驅油機理分析。由于儲層為油水同層，儲層中本身含有可以流動的伴生水，且儲層親水，伴生水分布于小孔喉或大孔喉的邊角隅中，在開采前處于分散狀態，如圖2A中尚未動用區所示。當生產井開始生產時，生產井井底形成低壓區，可流動的伴生水和可流動的原油在地層壓力的驅替下流入生產井并采出地面，儲層原始含水飽和度越大，可流動的伴生水越多，生產井采出的水就越多，初期含水率就較高。本區塊原始含水飽和度均高于50%，故初始含水率較高，如圖1所示，初始平均含水率71%。在開采初期，生產井周圍雖然有注水井，但注入水前緣尚未到達生產井動用區域，如圖2A所示。注入水波及區和生產井動用區之間存在尚未動用區，生產井動用區內伴生水在地層壓差的作用下形成水流通道，流向生產井，此時油井產出水主要為生產井動用區的伴生水，產水率較為穩定，尚未動用區的伴生水自然分散于油藏內部，沒有形成有效的水流通道，不參與流動，生產井處于開采的第I階段，油井產量呈衰竭式遞減。隨著開采的進行，注入水前緣到達生產井動用區域并繼續向前推進，如圖2B所示。生產井的生產特征開始受到注入水的影響，生產開采進入第II階段，注入水開始為生產提供驅油能量，生產井由于受到能量補充，產油量遞減速度減緩并趨于穩定，注水見效。注入水在驅動地層油開采的同時也驅動伴生水的流動，受儲層非均質性的影響，含水率波動較大，此時油井產出的仍然主要為伴生水。隨著開采的進行，注入水前緣最終推進到生產井井底，進入了生產開采的第Ⅲ階段，如圖2C所示。生產井見水，含水率突然增大，并且隨著注入水的推進，含水率逐漸升高，此時生產井的產水主要來自注入水。由于注入水形成了滲流的優勢通道，產油量開始降低，最終降低到極限產油量后關井。由上面分析可以看出，在前2個階段，生產井采出的水主要是油層伴生水，只有注入水前緣推進到生產井井底后，生產井才開始采出注入水。要區分生產井采出的水是油層伴生水還是水井的注入水，必須明確生產井的見水時間。

圖2 F井區油水同層生產井注采井組水驅油過程示意圖

1.4 見水時間

見水時刻是指在注水開發井網中，注入井中的注入水最先到達生產井井底的時刻，即油井采出注入水的時刻。對于無伴生水的常規油井，生產井投產時不產水，此時的見水時刻很好確定，即生產井開始采出水的時刻即為見水時刻。但是，對于含有伴生水的油水同層生產井，見水時刻很難確定。以F井區為例，區塊生產井開井即產水，平均初始含水率71%。但此時的產水不是注入水，不能從此時算見水時刻。必須結合油井生產特征，認真研究生產特征曲線才能準確確定見水時刻。如圖1所示，該生產井組于2006年1月投入注水開發，初始含水率71%，隨著開采的進行，含水率略微下降，在67%上下波動，并在注水見效階段劇烈波動，但此時的產水主要來自伴生水，油井依然未見注入水。在2018年2月，含水率突然從63%上升為82%，并持續穩定上升，此時可以判定油井見水，故該井的見水時刻為2018年2月。

油井見水時間一般是指注采井組中，從注入井注水開始，到生產井井底見水為止，這個時間段的長度。生產井越晚見水，注入水在地層中運移的時間越長，越有利于驅油。統計本區塊已見水生產井的見水時間如表1所示，生產井見水時間8.0～12.2 a不等，平均見水時間為10.7 a，由于地層滲透率較低，注入水在10 a后才能從生產井中采出，所以本區塊注入水在地下停留時間較長，能夠較好地起到驅油作用。

表1 F井區長6層已見水生產井見水時間統計表

2 注水開發效果評價

進行注水開發后，注入水能夠起到多大的驅油效果是油田最關心的事情。衡量注水能量利用效率高低的指標很多，常見的有存水率、耗水率和水驅指數[9]。在這3個指標計算中，都用到“產水量/累積產水量(或含水率)”，針對開井即高含水的油水同層生產井，如何準確校核產水量(或含水率)是準確評價注水開發效果的關鍵。

2.1 存水率

存水率是注入水留存在地層中的比率，一般用公式(1)計算：

(1)

式中：Wf為存水率；Wi為累積注水量(m3)；Wp為累積產水量(m3)。

直接應用該公式評價油水同層生產井，繪制存水率Wf和采出程度R關系曲線(如圖3)。存水率一開始是負值，隨著采出程度的增加而增加，變化范圍為-0.82～0.4。油藏工程教材及文獻研究表明[3-8，10-12]，存水率一般從1開始減小，隨著采出程度的增加而減小，變化范圍在0～1之間。顯然，直接應用校正前公式計算存水率不符合開發規律，用其來評價注水開發效果沒有任何意義。

研究存水率的定義發現，存水率是指累積注水量扣除被生產井采出的注入水后剩余存于地層中的注入水量占累積注水量的比率，故這里“累積產水量”應該是“累積產出的注入水量”，對于油水同層生產井來說，應該是累積產水量扣除采出的伴生水量后剩余的部分。故油水同層生產井的存水率公式需修改為公式(2)的形式，否則會出現存水率為負值的假象。

(2)

式中：Wb為油層伴生水累積產量(m3)，其余符號意義同公式(1)。

用校正后公式(2)計算本區塊存水率，繪制存水率和采出程度關系如圖3中校正后存水率曲線。油田存水率一開始為1，隨著開采的進行，生產井見水，存水率慢慢降低，目前區塊采出程度18%，存水率80%，符合存水率變化規律，能夠較真實地反映注入水的利用效率。

圖3 F井區注采井組校正前后存水率與采出程度關系曲線

2.2 耗水率

耗水率是指每采出1 t原油所伴隨采出的水量，耗水率低說明注入水利用率高，耗水率越大，說明地下原油越難采出。常規油層用公式(3)來計算耗水率。同樣的道理，這里的累積產水量應該是累積產出的注入水量。故該公式應用在油水同層生產井中時，需要修訂為公式(4)。

(3)

(4)

式中：h為耗水率；NP為累積產油量(m3)；其余符號意義同公式(1)、公式(2)。

分別用校正前后公式計算本區塊耗水率，繪制耗水率和采出程度R的關系曲線如圖4所示。使用校正前公式(3)計算時，初始耗水率為2.88，隨著開采的進行，耗水率先緩慢降低再緩慢增加。油藏工程教材及文獻研究表明[3，6-8，10，13]，初始耗水率一般為0，隨著采出程度的增加而增加，顯然，直接應用校正前公式計算的耗水率不符合開發規律，無法用其來評價注水開發效果。使用校正后公式(4)計算，區塊初始耗水率為0，油井見水后，耗水率迅速增大，即采油難度增大，目前區塊耗水率0.98，即每采出1 m3油需要消耗0.98 m3水。

圖4 F井區注采井組校正前后耗水率與采出程度關系曲線

2.3 水驅指數

水驅指數是指每采出1 m3地下體積的原油時地下的存水量。根據水驅指數定義，得到水驅指數與含水率及注采比的關系如式(5)，同樣的道理，該公式所說的存水量應該指的是注入水的存水量，在應用該公式評價油水同層生產井時，需要修訂為公式(6)。

(5)

(6)

式中：SPG為水驅指數；Z為注采比，無因次；B0為換算系數，無因次，本區塊取1.02；fw為油井含水率，小數；fwb為油田伴生水含水率，fwb=油井產伴生水量/油井產液量，小數；分別用校正前后公式計算本區塊水驅指數，繪制水驅指數和采出程度R的關系曲線如圖5所示。使用校正后公式更能反映儲層真實狀況，隨著區塊累積注采比的增大，水驅指數從0.41增大到1.24，目前區塊水驅指數為1.24。

圖5 F井區注采井組校正前后水驅指數與采出程度關系曲線

3 結論

F井區邊底水不發育，儲層為油水同層，生產井開井即中高含水，生產開發過程分為自然遞減期、注水見效期和油井見水期3個階段，前2個階段產水主要是油田伴生水，油井見水后才產出注入水。根據常規公式計算存水率、耗水率和水驅指數等指標來評價注水開發效果時，存在嚴重失真現象，失真原因是受油井產出伴生水的干擾。故在計算注水開發指標時，要將油井產水量區分為“產出伴生水量”和“產出注入水量”，根據油井見水時間區分二者大小，將計算公式中的“產水量”修訂為“產出注入水量”后再進行評價，評價結果才能較真實地反映注入水利用效率。本區塊生產井平均見水時間10.7 a，根據修訂后的計算公式評價該區塊注水開發效果，目前區塊采出程度18%，存水率為80%，耗水率為0.98，水驅指數為1.24，注水利用率較高。