唐志春，趙凡溪，劉 客，韓俊麗

1. 中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010；2. 中油吉林油田公司，吉林 松源 138000；3. 中油煤層氣公司，北京 100024；

0 前言

油藏天然能量開發(fā)階段末期，常實施注水開發(fā)補充地層能量，驅替井間（周）剩余油，現(xiàn)場生產過程中通過測試注水指示曲線，掌握儲層吸水能力情況，但是對于不同類型油藏，包括碎屑巖油藏和碳酸鹽巖裂縫孔洞油藏，注水指示曲線類型差異性大，可剖析出不同的意義。

1 注水指示曲線剖析

1.1 碎屑巖油藏

1.1.1 曲線類型

碎屑巖油藏滲流特征是基于單重介質均質模型的達西滲流理論，其注水指示曲線反應的是注入速度（日注水量）與注水壓力線性正比關系[1-2]，但實際生產過程中，呈現(xiàn)多種曲線形狀，如圖1所示。

圖1 注水指示曲線類型圖Fig. 1 Type diagram of water injection indication curve

1號線為正常注水指示曲線，日注水量與注入壓力成正比；2號線表示注水壓力上升至P1時，日注水量增加，注入壓力開始下降，表明儲層吸水能力增加，具體原因包括原儲層孔滲情況改善（新裂縫產生、孔喉增大等）、注采連通、新的儲層吸水等；3號線表示注水壓力上升至P2時，日注水量增加，注入壓力開始上升，具體原因儲層物性條件差、注采井間連通性差或設備原因；4、5、6號線均為不正常曲線，主要受儀表、水嘴堵死等因素影響。

1.1.2 曲線變化特征

對于同一口注水井，不同時間測得注水指示曲線可能發(fā)生變化，理論上可分為四種類型，如圖2所示。I號線為先測的注水指示曲線，II號線為后測曲線。若如II1、II2所示，曲線向上或向下平移，斜率未變，表明儲層吸水能力無變化，同一注水量情況下，注入壓力上升（曲線上移）或下降（曲線下移），側面反映注水層位地層壓力上升（曲線上移）或下降（曲線下移），影響因素包括注采比大小、相鄰同層位注水井注水量調整及油井生產制度調整等等。

圖2 注水指示曲線變化圖Fig. 2 Change chart of water injection indication curve

若如II3、II4所示，指示曲線向右或向左偏轉，斜率變小或變大，表明儲層吸水能力變大（曲線右轉）或變小（曲線左轉），儲層吸水能力增強原因包括注入水水竄、新層吸水、儲層改造等，儲層吸水能力減少原因包括儲層污染及非均質性嚴重等。

1.1.3 參數(shù)計算

（1）視吸水指數(shù)

單位注入壓力下的日注水量，具體表達式為：K=Q/P，其中K—視吸水指數(shù)（m3/d·MPa）；Q—日注水量（m3/d）；P—井口注水壓力（MPa）。

（2）吸水指數(shù)

單位注入壓差下地層吸水量，具體表達式為：K=Q/（Pf-Ps）=Q/ΔP，其中K—吸水指數(shù)（m3/d·MPa）；Q—注水井日注水量（m3/d）；Pf—注水井井底流壓值（MPa）；Ps—注水層位靜壓值（MPa）；ΔP—注水壓差（MPa）。

（3）地層吸水指數(shù)

不同注入壓力下地層單位吸水量，具體表達式為K=（Q1-Q2）/（P1-P2），其中P1、P2—井口注水壓力（MPa）；Q1、Q2—分別是P1，P2所對應的注水量（m3/d）。

1.1.4 舉例分析

G1注水井注水層位為沙河街組蓮化油層V砂巖組，注水方式為籠統(tǒng)注水，地層壓力25 MPa，2018年3月21日第一次測取注水指示曲線（圖3），日注水量與注入壓力成線性關系，視吸水指數(shù)和地層吸水指數(shù)均為3.3 m3/d·MPa，G1注水井正常日注水量50方，注入壓力15 MPa，油藏中深2 250 m，折井底流壓值37.5 MPa，吸水指數(shù)4.0 m3/d·MPa。2019年6月8日第二次測吸水指示曲線，日注水量30 m3時，注水壓力快速上升至注水泵上限壓力25 MPa，未達到配注量50方，下連續(xù)油管通井至2 200 m處遇阻，分析注水壓力高原因是儲層被油泥堵塞，6月12日檢管酸化，作業(yè)過程中撈出油泥0.6 m3，通井至人工井底2 300 m，6月17日測取指示曲線，地層吸水指數(shù)由3.3 m3/d.MPa上升至5 m3/d·MPa，通過對比吸水剖面測試資料，吸水指數(shù)上升原因為新增吸水層V2小層（圖4）。

圖3 G1井注水指示曲線測試圖Fig. 3 Test chart of water injection profile test in well G1

圖4 G1井吸水剖面測試對比圖Fig. 4 Comparison diagram of water injection indication curve of G1 well

1.2 碳酸鹽巖油藏

1.2.1 注水原理

碳酸鹽巖油藏油井初期依靠天然能量開發(fā)，隨著地層能量減弱，油井供液能力下降，需要實施單井注水替油開發(fā)[3-4]，注水主要目的包括兩方面，一是補充地層能量，二是油和水密度不同，通過注水后關井燜井，在重力分異作用下油水發(fā)生置換[5-8]，利用彈性能量或機采設備將原油開采出來[9-12]，具體流程見圖5。

圖5 碳酸鹽巖油藏單井注水替油原理示意圖Fig. 5 Schematic diagram of oil displacement by single well water injection in carbonate reservoir

1.2.2 曲線公式推導

碳酸鹽巖裂縫孔洞雙重介質油藏的注水指示曲線基于零維儲罐模型[13-14]，將儲集體抽提成非連續(xù)介質的單個溶洞和裂縫的組合[15-17]，在井底高溫高壓條件下，假設注入水相對地下原油為剛性，原油被壓縮的體積ΔV即為注入水的體積Vwi（圖6），即

圖6 注水指示曲線公式推導示意圖Fig. 6 Schematic diagram of formula derivation of water injection indication curve

將 （1）（2）代入（3），可得P0’=1/C0V0×Vwi+P0

其中V0—注水前地層原油體積（m3）；V0’—注水后地層原油體積（m3）；P0’—注水后地層壓力（MPa）；P0—注水前地層壓力（MPa）；Vwi—注入水體積（m3）；C0—原油壓縮水系數(shù)（MPa-1）。原油壓縮系數(shù)C0是關于溫度和壓力的常數(shù)，V0和P0在每次注水前原油體積和井底壓力（常數(shù)）。

設定K=1/C0V0，b=P0，則P0’=K×Vwi+P0，即注水后地層壓力=斜率×累注入量+截距，由于碳酸鹽巖裂縫孔洞雙重介質油藏近似管流滲流特征，P0’≈P井口+P水柱，P井口=K×Vwi+P0-P水柱，在注水井段不變時，P水柱為常數(shù)，設定P0-P水柱=b0，則P井口=K×Vwi+b0，即井口注水壓力與累注水量成正比線性關系。

1.2.3 曲線類型

根據(jù)上述推導公式，即P井口=K×Vwi+b0，碳酸鹽巖裂縫孔洞雙重介質油藏油井注水指示曲線主要分為三種類型[18-19]，如圖7所示。

圖7 注水指示曲線類型圖Fig. 7 Type diagram of water injection indication curve

曲線類型1：對于同一口井三條注水指示曲線，K值不同，b0相同，表明相同累注水量下，注入壓力值不同，K值越小，注入壓力值小，儲集體空間體積規(guī)模大[20]，K值主要反映儲集體空間大小。

曲線類型2：K值相同，b0不同，而P0-P水柱=b0，表明同一口注水井三個不同注水時機，b0>0，表明注水前地層壓力大于井筒水柱壓力，油井注水替油時需要克服地層壓力，即注水壓力大于0；b0=0，即注水前地層壓力等于井筒水柱壓力，注水壓力等于0；b0<0，表明注水前地層能量虧空嚴重，呈現(xiàn)“倒吸”特征。

曲線類型3：分為2個階段，階段1末期，累注水量V1，注入壓力P1，曲線開始出現(xiàn)拐點，斜率由K1變?yōu)镵2，而K=1/CoVo，表明儲集體內原油體積增加，即階段1末期，隨著注水量增加，溝通第二套儲集體，導致注水量增加，注入壓力增加變緩，V1定性反映近井第一套儲集體體積規(guī)模大小，P1為第二套儲集體啟動壓力。

1.2.4 曲線應用

（1）計算原油儲量

由前面分析可知，K=1/C0V0，K值越大，油井注水替油前原油體積越小，如圖8所示，V1＜V2＜V3（圖8）。對于多輪次注水替油油井，隨著原油體積不斷減少，注水指示曲線斜率逐漸增大，每次注水替油前原油體積V0=1/KC0，進而計算原油動態(tài)儲量，即N=V0×ρ=ρ×104/KC0，N為動態(tài)儲量，單位噸。

圖8 注水指示曲線變化圖Fig. 8 Change chart of water injection indication curve

對于存在兩套儲集體油井（圖9），階段1注水指示曲線斜率K1，階段2注水指標曲線斜率K2，按公式V0=1/KC0計算，第一套儲集體原油體積V1=1/K1C0，第一套和第二套儲集體原油體積之和，即V1+V2=1/K2C0，第二套儲集體原油體積V2=1/K2C0-1/K1C0。

圖9 油井兩套儲集體示意圖Fig. 9 Two sets of reservoir diagram of oil well

以L1井為例，如圖10所示，第1階段斜率為0.0145，原油壓縮系數(shù)8.4×10-7/MPa，原油密度為0.90 g/cm3，計算第一套儲集體原油動態(tài)儲量73 891 t，第2階段斜率為0.0056，計算第一套儲集體和第二套儲集體原油儲量之和為191 326 t，兩者差值為第二套儲集體原油動態(tài)儲量117 435 t（表1）。

圖10 L1井注水指示曲線圖Fig. 10 Water injection indication cure of well L1

表1 L1井原油動態(tài)儲量計算表Table 1 Calculationg table of crude Oil dynamic reserves in well L1

（2）計算油層壓力及井筒靜液面

按公式P井口=K×Vwi+b0，b0=P0-P水柱，在確定油井生產井段深度的情況下，計算井筒內水柱壓力，根據(jù)注水指示曲線與Y軸截距值b0，計算油井注水替油前油層壓力P0值，根據(jù)公式P=ρgh，其中ρ是混合油密度，g為常數(shù)，可計算油井注水替油靜液面h值。

1.2.5 現(xiàn)場應用

基于三種曲線類型，現(xiàn)場油井注水替油過程中可分為直線型、不起壓型、注不進型以及拐點型四種，其中直線型為正常注水指示曲線，注水不起壓型主要受地層能量虧空大影響，可適當加大注水規(guī)模。對于注不進型，其主要特征為注水起壓快，注水困難，停注后壓降下，主要原因包括井筒堵塞、儲層物性差改造不充分等，可采取酸化解堵、重復酸壓改造等對策；對于拐點型，即存在第二套儲集體，主要特征為第一階段注水后，注水指示曲線出現(xiàn)“拐點”，呈現(xiàn)斜率不同兩個直線段，可采取深抽、水力擴容、酸壓等措施手段，提高兩套儲集體間連通程度，加大注水規(guī)模，充分挖掘儲集體內部剩余油潛力。

（1）不進型

L2井2015年10月5日自噴投產（圖11），2016年10月4月驗證注水，注水9 m3，從指示曲線可以看出，注水壓力迅速上升為20 MPa，且停注后持續(xù)上升至53.6 MPa（圖12），分析井底存在砂埋或自噴管柱存在堵塞，2017年9月10日實施撈砂酸化作業(yè)，起自噴管柱，油管內被固態(tài)油泥堵死，井底垮塌，多次撈砂至人工井底，總進尺32.66 m，累計返出巖屑約590 L，作業(yè)完投產后，油井恢復自噴生產，目前階段累產油4 222 t。

圖11 L2井采油曲線圖Fig. 11 Production curve of well L2

圖12 L2井注水指示線圖Fig. 12 Water injection indication cure of well L2

（2）點型

L3井2017年1月29日自噴投產（圖13），2017年12月12日轉抽，供液不足，油套壓分別為6.2 MPa、2.8 MPa，實施第二輪注水替油，油層中深6 020 m，注水指示曲線出現(xiàn)“拐點”，呈現(xiàn)兩直線段特征，存在二套儲集體（圖14）。另外L3井十字三維地震剖圖（圖15）顯示，縱向上“串珠”特征明顯，井周儲集體較發(fā)育。

圖13 L3井采油曲線圖Fig. 13 Production curve of well L3

圖14 L3井注水指示曲線圖Fig. 14 Water injection indication cure of well L3

圖15 L3井十字地震剖面圖Fig. 15 Cross seismic profile of well L3

通過計算，L3井注水替油前地層壓力63.5 MPa，靜液面290 m，第一、第二套儲集體原油動態(tài)儲量分別為70 978 t、479 451 t（表2），第二套儲集體規(guī)模較大，為此2018年3月15日利用大水泵實施高壓力大排量注水，輔以酸壓措施，擴大兩套儲集體間裂縫孔洞通道，提高注水替油規(guī)模，見到較好效果，平均日產油15 t左右，階段累增油2 204 t。

表2 L3井原油動態(tài)儲量計算表Table 2 Calculationg table of crude Oil dynamic reserves in well L3

另外利用物質平衡法對L3井動態(tài)儲量進行計算，第一原油動態(tài)儲量為72 357 t，第二套儲集體動態(tài)儲量486 352 t，與注水指示曲線計算結果相比，差異率2%以內。

2 結論

（1）碎屑巖油藏滲流特征是基于單重介質均質模型的達西滲流理論，其注水指示曲線反應的是注入速度（日注水量）與注水壓力線性正比關系，通過曲線變化特征分析，可以判斷地層吸水能力、儀表設備工作狀態(tài)等。

（2）碳酸鹽巖油藏單井注水替油主要目的是補充地層能量，通過物質平衡原理，對碳酸鹽巖油藏注水指示曲線理論公式進行推導，其反應的是井口注水壓力與累注水量成正比線性關系，曲線類型主要分為三類，可判斷儲集體空間大小、注水時機以及是否存在多套儲集體。

（3）利用碳酸鹽巖油藏注水指示曲線，可完成原油動態(tài)儲量、地層壓力、靜液面等參數(shù)計算，指導油藏注水調整及措施挖潛。