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摘 要：某油田S2层注水量噼分不合理，有效注水量难以确定，导致数值模拟结果误差较大。根据单井生产动态曲线，注水量，产液量，吸水剖面和液体产量剖面，采用动态循环分析法结合 Petrel- RE数值模拟技术确保了全区的拟合精度。该区拟合准确率为98.59%，单井历史准确率为93.02%，S2层有效累计注水量为2724×104m3，累计注采比为1.2。应用此方法得出的剩余油储量分布与实际地层情况更接近，保证了后期方案预测和增产措施的准确性。
关键词：笼统注水1;动态循环法2;方案预测3;有效累计注水量4
某油田已生产近40年，采用笼统注水方式，单井注水量噼分不合理。油田套管腐蚀、损坏严重，注水漏失现象普遍，几十年的水驱使油水井间更易形成高渗通道，微构造较发育等因素，使得 S2层有效注水量难以确定，导致数值模拟困难，模拟结果误差较大。国内外注水开采基本采用模糊权重系数法，根据经验给出了一套具体的水库加权系数。采用动态循环分析法结合 Petrel- RE数值模拟技术，充分结合动态资料和地层属性，反复多次的调整各层注水数据，注入单层的水量越来越精确，历史拟合的精度大大提高。
1 概况
某油田地质构造比较简单，为近东西向的宽缓长轴背斜构造，滨海沉积，地层自上而下发育：在古生代石炭纪，中生代三叠纪，侏罗纪，白垩纪和新生代，共有11个含油地层。油田采用反九点法进行普通注水，平均井距400m。S2储油层位于侏罗系地层，埋深1866-1982 m，有效厚度4-10 m，孔隙度0.12-0.28，渗透率2.4-4087 mD，平均约105 mD，层内非均质性强，渗透系数变异系数为0.82。原始储层压力18.7 MPa，饱和压力16.3 MPa，温度83.6℃，地层水盐度高。它已达到140000-165000毫克/升，属中低渗中高渗高温高盐构造储层。
2 注水开发阶段划分
截至2014年12月底，在S2层钻探了333口井，其中288口井已用于石油开采，37口井已转化为注入井，并且已钻探45口新井。每层普通注入井的注入量根据油藏有效厚度划分。依据储层年产液量、年产油量、含水率和年注水量[7]，可以划分为三个主要的开发阶段：图1显示了从1967年到1989年的稳定生产阶段，从1990年到1998年的快速下降阶段以及从1999年到2014年的相对稳定阶段。
2.1 稳步上产阶段
从1967年到1989年，这是一个稳定的生产阶段。期末含水率为43.4%，累计注水量839×104 m3，累计注水量和产量比为1.0。
2.2 快速递减阶段
从1990年到1998年，这是一个快速下降的阶段。期末含水率为68.2%，9年累计注水量为171.6×104 m3，累计注采比为2.6。注水不足，注水利用率低，注水不合理。
2.3 相对稳定阶段
从1998年到2014年，这是一个相对稳定的阶段。期末含水率为67.3%，16年累计注水量为1779×104 m3，累计注采比为2.2。注水不足，注水利用率低，注水不合理。
3 注水开发效果评价
3.1 漏失严重
储层地层水矿化度高，盐度高的地层水会长期对套管造成腐蚀，严重损害套管。根据S2层的吸水剖面资料可以得出：储层66.28%的注水井存在部分漏失或完全漏失现象，这进一步说明仅仅依据有效厚度噼分的单层注水量数据不合理。
3.2 无效注水量大
由于储层非均质明显，尤其是纵向上的非均质性，这类储层经过几十年的水驱后，油水井间更容易形成高渗通道，注入水沿高渗渠道加剧，造成无效或甚至无效循环注水[9-10]。例如S2层2128注水井，该井2006-2009年的吸水剖面测试结果均显示，储层下部完全不吸水，注入水100%进去储层上部。
3.3 微构造影响注水效果
储层不能良好的发育和沉积，主要原因是储层在发育过程中受到各类因素的影响，储层发育不良的现象之一就是微构造的形成。由于储层微结构相对发育，地层吸水能力降低，影响注水效果。如图内的三口井之间，就受到微构造的影响，造成28井的吸水效果变差。
4 井组有效注水量分析
1979井组为近规则菱形反九点井网，共有油水井10口，1979井为中心注水井、4255为替代1979的注水井，其余8口井为生产井，注入和生产间隔350-450米。目前1979井已停住、4255井在注水，采油井中497、1971停产。测井解释结果显示井组平均有效厚度为10.1m，孔隙度为19.3%，渗透率为92mD，含油饱和度为65%。这里为了进一步方便且直观的分析井组中各井的注采关系，采用petrel建立井组的有效厚度、渗透率和孔隙度栅状图。首先建立井组所有注水井和采油井的生产动态曲线，分析研究存在注采相应关系的井;然后，在注水量、产液量、吸水剖面和产液剖面的基础上，依据井组的有效厚度、渗透率和孔隙度栅状图，分析权衡各井的响应程度，并依此排序，给出大致的影响系数;最后得出该井组的注采对应情况：井组5口采油井预测到中心注入井1979井的有效注入水。该分析结果给后期Petrel-RE数值模拟中历史拟合提供了方向，大大的提高了单井历史拟合的成功率
5 Petrel-RE数值模拟
建立S2层精细地质模型，初始化粗糙地质模型，采用最新的Petrel-RE技术进行数值模拟。Petrel-RE是一个综合研究平台，涵盖地震和测井解释，精细地质建模和油藏数值模拟。采用 Petrel- RE技术制作井组的有效厚度、渗透率和孔隙度栅状图高效快捷，同时又可以在此平台上进行油藏数值模拟、历史拟合和方案预测，实现了 eclipse的全部功能。因此，Petrel-RE技术为单井有效注水量的分析提供了技术上的可行性。通过在生产井中生产恒定流体和在注入井中恒压注入来模拟S2层的petrel-RE。历史拟合主要调整储层的渗透率和传导率，初次模拟后，把注水井定压后的注水数据导出，将导出的注水数据返回至井组有效注水量的分析过程中。此时，依据Petrel-RE初次模拟的含水饱和度计算结果，同理再次分析并得出最新的各井注采响应系数，依此循环分析，直至单井历史拟合成功。
6 结论
油藏地层水矿化度极高，套管腐蚀严重，漏失现象普遍，高渗通道和微构造较发育，影响注水效果，无效注水量大，注水利用率低。建立井组的有效厚度、渗透率和孔隙度栅状图，在注水量、产液量、吸水剖面和产液剖面的基础上，采用动态循环法结合 Petrel- RE数值模拟技术，反复多次的调整各层注水数据，最以得出单层的有效注水量，可以大大提高历史拟合的准确性。数值模拟结果更加准确可靠，剩余油儲量分布与实际地层情况更相近，确保了后期方案预测和增产措施的准确性。
参考文献
[1]尹洪军，张俊廷，张欢欢，等.应用灰色关联分析方法确定分层注水量公式[J].数学的实践与认识，2012，42（13）：94-99.
[2]唐圣来，王怒涛，黄炳光，等.注水井噼分系数计算新方法研究[J].断块油气田，2006，13（5）：43-45.
作者简介：
姜松：男，1975年12月26日出生，籍贯：浙江省江山市人，1997年毕业于武汉教育学院，现从事油田采油工作。
关键词：笼统注水1;动态循环法2;方案预测3;有效累计注水量4
某油田已生产近40年，采用笼统注水方式，单井注水量噼分不合理。油田套管腐蚀、损坏严重，注水漏失现象普遍，几十年的水驱使油水井间更易形成高渗通道，微构造较发育等因素，使得 S2层有效注水量难以确定，导致数值模拟困难，模拟结果误差较大。国内外注水开采基本采用模糊权重系数法，根据经验给出了一套具体的水库加权系数。采用动态循环分析法结合 Petrel- RE数值模拟技术，充分结合动态资料和地层属性，反复多次的调整各层注水数据，注入单层的水量越来越精确，历史拟合的精度大大提高。
1 概况
某油田地质构造比较简单，为近东西向的宽缓长轴背斜构造，滨海沉积，地层自上而下发育：在古生代石炭纪，中生代三叠纪，侏罗纪，白垩纪和新生代，共有11个含油地层。油田采用反九点法进行普通注水，平均井距400m。S2储油层位于侏罗系地层，埋深1866-1982 m，有效厚度4-10 m，孔隙度0.12-0.28，渗透率2.4-4087 mD，平均约105 mD，层内非均质性强，渗透系数变异系数为0.82。原始储层压力18.7 MPa，饱和压力16.3 MPa，温度83.6℃，地层水盐度高。它已达到140000-165000毫克/升，属中低渗中高渗高温高盐构造储层。
2 注水开发阶段划分
截至2014年12月底，在S2层钻探了333口井，其中288口井已用于石油开采，37口井已转化为注入井，并且已钻探45口新井。每层普通注入井的注入量根据油藏有效厚度划分。依据储层年产液量、年产油量、含水率和年注水量[7]，可以划分为三个主要的开发阶段：图1显示了从1967年到1989年的稳定生产阶段，从1990年到1998年的快速下降阶段以及从1999年到2014年的相对稳定阶段。
2.1 稳步上产阶段
从1967年到1989年，这是一个稳定的生产阶段。期末含水率为43.4%，累计注水量839×104 m3，累计注水量和产量比为1.0。
2.2 快速递减阶段
从1990年到1998年，这是一个快速下降的阶段。期末含水率为68.2%，9年累计注水量为171.6×104 m3，累计注采比为2.6。注水不足，注水利用率低，注水不合理。
2.3 相对稳定阶段
从1998年到2014年，这是一个相对稳定的阶段。期末含水率为67.3%，16年累计注水量为1779×104 m3，累计注采比为2.2。注水不足，注水利用率低，注水不合理。
3 注水开发效果评价
3.1 漏失严重
储层地层水矿化度高，盐度高的地层水会长期对套管造成腐蚀，严重损害套管。根据S2层的吸水剖面资料可以得出：储层66.28%的注水井存在部分漏失或完全漏失现象，这进一步说明仅仅依据有效厚度噼分的单层注水量数据不合理。
3.2 无效注水量大
由于储层非均质明显，尤其是纵向上的非均质性，这类储层经过几十年的水驱后，油水井间更容易形成高渗通道，注入水沿高渗渠道加剧，造成无效或甚至无效循环注水[9-10]。例如S2层2128注水井，该井2006-2009年的吸水剖面测试结果均显示，储层下部完全不吸水，注入水100%进去储层上部。
3.3 微构造影响注水效果
储层不能良好的发育和沉积，主要原因是储层在发育过程中受到各类因素的影响，储层发育不良的现象之一就是微构造的形成。由于储层微结构相对发育，地层吸水能力降低，影响注水效果。如图内的三口井之间，就受到微构造的影响，造成28井的吸水效果变差。
4 井组有效注水量分析
1979井组为近规则菱形反九点井网，共有油水井10口，1979井为中心注水井、4255为替代1979的注水井，其余8口井为生产井，注入和生产间隔350-450米。目前1979井已停住、4255井在注水，采油井中497、1971停产。测井解释结果显示井组平均有效厚度为10.1m，孔隙度为19.3%，渗透率为92mD，含油饱和度为65%。这里为了进一步方便且直观的分析井组中各井的注采关系，采用petrel建立井组的有效厚度、渗透率和孔隙度栅状图。首先建立井组所有注水井和采油井的生产动态曲线，分析研究存在注采相应关系的井;然后，在注水量、产液量、吸水剖面和产液剖面的基础上，依据井组的有效厚度、渗透率和孔隙度栅状图，分析权衡各井的响应程度，并依此排序，给出大致的影响系数;最后得出该井组的注采对应情况：井组5口采油井预测到中心注入井1979井的有效注入水。该分析结果给后期Petrel-RE数值模拟中历史拟合提供了方向，大大的提高了单井历史拟合的成功率
5 Petrel-RE数值模拟
建立S2层精细地质模型，初始化粗糙地质模型，采用最新的Petrel-RE技术进行数值模拟。Petrel-RE是一个综合研究平台，涵盖地震和测井解释，精细地质建模和油藏数值模拟。采用 Petrel- RE技术制作井组的有效厚度、渗透率和孔隙度栅状图高效快捷，同时又可以在此平台上进行油藏数值模拟、历史拟合和方案预测，实现了 eclipse的全部功能。因此，Petrel-RE技术为单井有效注水量的分析提供了技术上的可行性。通过在生产井中生产恒定流体和在注入井中恒压注入来模拟S2层的petrel-RE。历史拟合主要调整储层的渗透率和传导率，初次模拟后，把注水井定压后的注水数据导出，将导出的注水数据返回至井组有效注水量的分析过程中。此时，依据Petrel-RE初次模拟的含水饱和度计算结果，同理再次分析并得出最新的各井注采响应系数，依此循环分析，直至单井历史拟合成功。
6 结论
油藏地层水矿化度极高，套管腐蚀严重，漏失现象普遍，高渗通道和微构造较发育，影响注水效果，无效注水量大，注水利用率低。建立井组的有效厚度、渗透率和孔隙度栅状图，在注水量、产液量、吸水剖面和产液剖面的基础上，采用动态循环法结合 Petrel- RE数值模拟技术，反复多次的调整各层注水数据，最以得出单层的有效注水量，可以大大提高历史拟合的准确性。数值模拟结果更加准确可靠，剩余油儲量分布与实际地层情况更相近，确保了后期方案预测和增产措施的准确性。
参考文献
[1]尹洪军，张俊廷，张欢欢，等.应用灰色关联分析方法确定分层注水量公式[J].数学的实践与认识，2012，42（13）：94-99.
[2]唐圣来，王怒涛，黄炳光，等.注水井噼分系数计算新方法研究[J].断块油气田，2006，13（5）：43-45.
作者简介：
姜松：男，1975年12月26日出生，籍贯：浙江省江山市人，1997年毕业于武汉教育学院，现从事油田采油工作。