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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