敖包塔油田合理注采比研究

收稿日期:2001210223作者简介:李结实(1956-),男,河南扶沟人,工程师,从事油田地质管理。

文章编号:100023754(2002)022*******敖包塔油田合理注采比研究李结实1,葛云凤1,张扬凡2(11大庆油田有限责任公司第七采油厂,黑龙江大庆　163517;21吉林油田分公司技工学校,吉林松源　138000)摘要:根据渗流力学原理,分析了地层压力与注采比、地层压力与流压、地层压力与产液量之间的相互关系及其影响因素。

在机理研究的基础上,运用数理统计方法定量地分析了地层压力的变化以及各种因素对地层压力的影响程度,在此基础上建立了地层压力定量计算的数学模型。

根据模型,可以在给定某油田油井地层压力、流压、产液量合理值情况下求得该油田在某一时期的合理注采比,从而为油田开发综合调整方案的编制提供理论依据。

为了方便现场管理,应用所建立的数学模型,在给定油井地层压力、流压、产量可能出现的数值范围的情况下,制成了合理注采比测算表和标准图版,使用时只要给出某油田某一开发阶段合理的地层压力、流压、产量,即可在表或图中直接查出合理注采比的值。

关键词:合理注采比;计算;数学模型;标准图版中图分类号:TE321 文献标识码:A1　引　言注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况,反映产液量、注水量与地层压力之间联系的一个综合性指标,是规划和设计油田注水量的重要依据。

合理的注采比是保持合理的地层压力,从而使油田具有旺盛的产液、产油能力,降低无效能耗,并取得较高原油采收率的重要保证。

所以,根据油田实际地质特点与开发状况,有的放矢地调节注采比,对地层压力水平进行能动地控制,是实现整个开发注采系统最优化的一个重要方面。

敖包塔油田1995年8月投入开发,含油面积1711km 2,地质储量520×104t ,属于渗透率低、孔隙度低、储量丰度低的低产油田。

在开发初期采取了“两早、三高、一适时”的注水开发原则来保持地层压力,但随着开发过程的不断深入,油田注采比应如何控制,其与地层压力关系如何,已成为今后生产过程中亟待解决的一个问题。

2　油井地层压力与注采比关系及其影响因素分析211　油、水井地层压力差的影响因素运用等产量一源一汇(注采比为1)径向流叠加原理可求得油、水井间地层压力差p w -p o =014413qμ/(Kh )(1)式中　p w ———水井地层压力,MPa ;p o ———油井地层压力,MPa ;q ———油井产量,t/d ;μ———原油粘度,mPa ・s ;K ———油层渗透率,10-3μm 2;h ———油层厚度,m 。

该式表明:在一定井网条件下,决定油、水井地层压力及其差别的主要因素是参数团qμ/(Kh ),定义其为油、水井地层压力差别准数,即使在注采比恒等于110时,qμ/(Kh )值越大,油、水井地层压力差别越大。

从qμ/(Kh )可以看出,在其它条件不变情况下,产液量越高,油、水井地层压力差别越大,含水越高,准数qμ/(Kh )越小,油、水井地层压力差别越小,油井地层压力相对变高。

212　注采比与地层压力的关系油井地层压力与累积注采比的关系可以写成p o -p i =[(1-a )/(V φC t )](R c -1)Q cL -CQ aL (2)式中　R c ———累积注采比;Q cL 、Q aL ———分别为累积产液量和年产液量,104t ;p i ———油井原始地层压力,MPa ;C t ———综合弹性压缩系数;a ———描述区块间窜流能力的参数;V ———油层体积,104m 3;φ———油层孔隙度,%;C =014413n w /[(n w +n o )(Kh )/μ]———与Kh/μ成反比的有关参数(其中n o 、n w 分别为油、水井数)。

・71・第21卷 第2期 大庆石油地质与开发　P 1G 1O 1D 1D 1 2002年4月年注采比与油井地层压力年变化关系式p t -p t -1=[(1-a )/(V φC t )](R a t -1)Q a t ・[(CQ aL )t-(CQ aL )t -1](3)式中　R a t ———年注采比;t ,t -1———表示第t 年,第t -1年。

累积注采比与年注采比的关系为R c t =R c t -1+(R a t -R c t -1)(Q aL /Q cL t )(4) 式(2),(3)表明,油井地层压力绝对变化与相对变化可分解成两部分。

第一部分是累积注采比与年注采比的作用(反映整体油层亏空状况),第二部分则是产液量和油层性质所决定的油水井地层压力差别准数对改变油井地层压力的作用(反映油层内部油、水井区压力差别)。

这说明了油田累积注采比或年注采比并不是决定油井地层压力的唯一因素。

敖包塔油田油井压力与注采比的变化关系如图1所示,从图1我们可以看出,注采比升高,油井地层压力呈上升趋势。

且上升幅度基本不变,即地层压力对注采比的变化率为一常数。

213　地层压力与产液量、流压、含水的关系注采比并不是决定油井地层压力的唯一因素,产液量也是影响油井地层压力的因素之一。

年注采比小于1或等于1时,液量年上升幅度越大,油井地层压力下降幅度越大。

年注采比大于1时,年产液量增加,使油井地层压力呈下降趋势,而较高的年产液量,又使注入采出体积之差增大,使油井地层压力呈上升趋势,总的效果取决于二者代数和,地下亏空一定情况下,产液量越高油井地层压力水平越低。

统计敖包塔油田油井地层压力与产液量的变化关系,随着产液量的增加油井地层压力下降,且下降幅度基本不变,即地层压力对于产液量的变化率是一常数。

油井地层压力对于流压、含水的变化率也为一常数(图2)。

3　合理注采比的确定311　地层压力计算模型的建立敖包塔油田的注采比虽然经过几次调整,但注采比多大合理,还有待于进一步探讨。

我们通过对地层压力影响因素的理论分析,以及在开发过程中生产数据所表现出的规律性,运用多元回归的方法进行分析处理,可以得到地层压力的定量关系式p R =81855+012544R a -013896q +016851p f (5)式中　p R ———油井平均地层压力,MPa ;p f ———油井平均流动压力,MPa 。

式(5)即为敖包塔油田地层压力定量计算的数学模型。

312　计算方法的验证应用上述方法进行计算,所得出的油井地层压力与实际测得地层压力进行比较,定量计算法确定的油井地层压力与实际测得的结果是很接近的(绝对误差在-0123～+0126MPa )。

那么通过该方法就可以在给定的油井地层压力、流压、产量的情况下,求得该油田在某一时期的合理注采比。

敖包塔油田目前压力水平比较低,参考《葡萄花油田合理压力系统研究》,该油田在目前的生产状况下开采,地层压力应为911～915MPa ,流动压力应为210～215MPa ,平均单井日产液达到319t ,则此阶段的合理注采比应保持在1155～1178。

313　边界条件敖包塔油田地层压力计算模型的建立是基于该油田投产以来的开采动态数据,地层压力的取值范围在815～1015MPa ,流动压力的取值范围在110～315MPa ,平均单井日产液的取值范围在215～415t ,注采比的取值范围在110～211。

因此,在应用该模型导出的合理注采比计算公式进行预测时,以上各参数的取值也应在上述数值范围之内,否则,预测值将不能用于油田开发方案的编制。

314　计算模型的图版化为了方便现场管理,应用式(5)在给定油井地层压力、流压、产量可能出现的数值范围的情况下,计算出敖包塔油田对应的注采比系列,在表中可以直接查出所要求地层压力、流压、产量时的注采比。

同时,还将计算模型制成了标准图版(图3),使用时(下转第20页)应性。

对比曲线见图2。

从对比曲线来看,在井网密度较大时,矩形井网的井距较小,压裂规模也较小,因此数模预测结果与国内经验公式计算结果比较接近;而在井网密度比较小时,这两个油田的数值模拟结果要明显好于国内经验公式和谢氏公式的计算结果。

此时的矩形井网的井距和裂缝规模都较大。

这个对比结果可以理解为采用大规模压裂(或天然裂缝比较发育)的矩形井网确实提高了低渗透油藏的开发效果,此时即使利用国内经验公式计算,预测结果与实际结果的偏差也比较大。

图3是吉林两井油田根据国内经验公式和数值模拟统计规律分别做的井网密度与经济效益的关系曲线。

从图中看出,利用两种方法得出的经济最佳井网密度相差近一倍,根据数值模拟统计规律计算的经济最佳井网密度明显要小。

如果利用谢氏公式计算,结果相差会更大。

从上面的研究结果可以看出,几种经验公式对低渗透油藏都有很大的局限性,以前的经验公式明显不能准确反映低渗透压裂井网尤其是大规模压裂井网的水驱采收率与井网密度关系。

结合压裂优化和井网优化,有必要建立低渗透油藏压裂井网的水驱采收率与井网密度的关系,以便能准确地预测低渗透油藏非常规井网的水驱开发效果,作出合理的经济评价。

3　结束语(1)针对低渗透油藏研究发现,对于常规方式注水开发井网,在利用经验公式计算不同井网密度下水驱采收率时,前苏联经验公式计算结果明显偏大,而谢氏公式偏小,国内经验公式相对比较可靠。

(2)对于压裂注采井网,特别是对实施大规模压裂的低渗透油藏注采井网,利用已有经验公式计算水驱采收率或进行经济评价时有一定偏差。

因此,有必要建立低渗透油藏压裂注采井网的水驱采收率与井网密度的经验公式。

参考文献:[1]李道品1低渗透砂岩油田开发[M ]1北京:石油工业出版社,19971编辑:何先华(上接第18页)只须用已知参数查图,即可得到该油田某一开发阶段所需的注采比。

4　结　论(1)敖包塔油田的地质特点是油层渗透率低,有效厚度较小,所以油、水井压力差别准数较大,保持油井地层压力需要较高的注采比,经计算敖包塔油田现阶段合理注采比应为1155～1178。

这样才能达到注采平衡,有利于油田开发。

(2)地层压力多元回归关系式的建立,在已给出未来阶段地层压力的期望值的条件下,可以利用该模型求出该阶段注采比的合理取值。

编辑:邵宪志K ey w ords:core;lithology;reservoir;saturation distribution; fracture parameter of the coreArticle ID:100023754(2002)022*******R easonable I njection2production R atio in Aob aota Oil Field L I Jie2shi1,GE Yun2feng1,ZHAN G Y ang2fan2(1.No.7 Oil Production Company of Daqing Oil Field Company Ltd., Daqing163517,China; 2.Technology School of Jilin Oil Field Branch Company,S ongyuan138000,China)Abstract:According to the theory of seepage flow,this paper an2 alyzes the relations between formation pressure and injection2pro2 duction ratio,flowing pressure,production and the factors that affect formation pressure.Based on mechanism research,it ana2 lyzes quantitatively the change of formation pressure and the influ2 encing degree of all the factors to the formation pressure using mathematical statistics so as to establish a mathematical model for calculating formation pressure quantitatively.According to the model,we can calculate the reasonable injection2production ratio of an oil field in a certain period of time if formation pressure and flowing pressure and production of oil wells are reasonable,provid2 ing a theoretical basis for the work2out of the general adjustment scheme of the oil field development.We make a reasonable injec2 tion2production ratio calculating table and a standard plate consid2 ering possibly arisen scales of formation pressure and flowing pres2 sure and production of oil wells using the established mathematical model for the convenience of scene administration.We can find directly the reasonable injection2production ratio in the table or the plate if ascertaining reasonable formation pressure and flowing pressure and production of an oil field in some time.K ey w ords:reasonable injection2production ratio;; mathematical model;standard plateArticle ID:100023754(2002)022*******A Discussion on the R elation betw een W aterflooding R ecovery and Well Spacing of Fracturing Well P attern of Low Permeable R eservoirJ IAN G Rui2zhong1,HOU Jian2feng2(1.Department Of Petroleum Engineering,Petroleum University,Dong ying 257061,China;2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,PetroChina,Beijing100083,China) Abstract:On the basis of the true data of Ansai Oilfield in Chang qing and Liangjing Oilfield in Jilin,using XIE formula,former S oviet empirical formula and domestic empirical formula,a discus2 sion on the relation between waterflooding recovery and well spac2 ing of fracturing well pattern of low permeable reservoir is made. As the result indicates,for conventional water injection developing well spacing,if use empirical formula to calculate waterflooding re2 covery in different well spacing,the calculating result of former S oviet empirical formula is on the high side obviously,while that of XIE formula is on the low side,and the domestic empirical for2 mula is relative reliable.For fracturing injection2production pat2 tern,especially for those of low permeable reservoir having been fractured in a large scale,using known empirical formula to calcu2 late water flooding recovery or make economic evaluations has some error.Therefore,it is essential to establish an empirical formula for fracturing injection2production pattern and well spacing of low permeable reservoir.K ey w ords:low permeable reservoir;fracturing pattern;water flooding recovery;well spacingArticle ID:100023754(2002)022*******A Study on the Finger Advancement during W aterflooding stage in U ntabulated Multilayer R eservoirL I Jie1,Y AN G Zheng2ming1,Q IU Y ong2song2(1.Re2 search Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina,Langfang065007,China; 2.Yushulin Oil Field Company of Daqing Oil Field Company Ltd.,Zhaodong151100, China)Abstract:Different characteristic of oil2bearing strata,especially permeability contrast can arise fingering of the water2oil frontal during waterflooding stage in a regular multilayer reservoir.In or2 der to avoid severe watered2out and to make efficiency of the devel2 opment plan,the different character of oil2bearing strata and wa2 ter2oil frontal should be considered before water drive exploitation. During the exploitation of untabulated reservoir,the existence of starting pressure gradient make this problem even complex.By using porous flow theory of untabulated reservoirs,this paper devi2 ates a water2oil frontal movement formula which fits waterflooding exploitation of untabulated reservoirs.K ey w ords:untabulated reservoir;fingering;starting pressure gradient;waterflooding behavior;division of series of strata Article ID:100023754(2002)022*******A Modif ied Method for Describing Oil and W ater Phase Seepage Flow in U ltra2low Permeable R eservoirLAN Yu2bo1,XIAO Lu2chuan2,ZHAO Yu2zhen3(1. 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