特低滲油藏采收率構(gòu)成要素的量化評價新方法

李書靜，黃戰(zhàn)衛(wèi) （中石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安716009）

王勇 （中石油長慶油田分公司中部氣田開發(fā)指揮部，陜西 延安716009）

安塞油田經(jīng)過近30年的開發(fā)已進入中高含水期，截至2013年5月采出程度僅9.0%?，F(xiàn)階段對其采收率及其構(gòu)成要素進行量化評價，對于進一步提高油田最終采收率，具有重要的現(xiàn)實意義。

1 特低滲油藏采收率及構(gòu)成要素量化評價的難點

俞啟泰結(jié)合我國25個有代表性的水驅(qū)砂巖油田的回歸統(tǒng)計，給出了含水率為0.98時的驅(qū)油效率和水驅(qū)過程中的體積波及因數(shù)[1]。就注水純砂巖而言，平均采收率0.355[2]，最大體積波及因數(shù)介于0.558～0.708。此后，極限含水率0.98就成為油藏工程、數(shù)值模擬和試驗室內(nèi)的最終取值，如陳元千等提出 “預(yù)測水驅(qū)油田體積波及系數(shù)和可采儲量的方法[3]”，極限含水率取值為0.98。對于安塞油田特低滲油藏而言，由于在開發(fā)過程中采用滾動建產(chǎn)模式，油井投產(chǎn)時間不一，受井網(wǎng)、注采政策及裂縫等多因素影響，部分油井隨著開發(fā)時間的延長關(guān)井時間不一，這一極限含水率的取值在理論計算油田最終采收率及其構(gòu)成要素量化方面存在很大的誤差。如安塞油田王窯老區(qū)，該區(qū)域1989年規(guī)模注水開發(fā)，此后通過滾動建產(chǎn)等，動用地質(zhì)儲量已增至1億多噸，但隨著開發(fā)時間的延長，水淹地下關(guān)井 （簡稱地關(guān)井）逐年增多。

以最早開發(fā)的王窯區(qū)中西部油井為例，1984～1993年連片投產(chǎn)344口油井，截至2013年5月已地關(guān)井156口，在生產(chǎn)油井188口，階段綜合含水率0.691已不能反映區(qū)塊的實際開發(fā)狀況。先忽略地關(guān)井，對目前在生產(chǎn)油井利用甲型、丙型水驅(qū)特征曲線及“S”型fw－R關(guān)系曲線預(yù)測最終可采儲量及不同含水階段采出程度貢獻值。

1）甲型水驅(qū)特征曲線及該水驅(qū)特征曲線下階段含水率fw、極限含水率fwl下對應(yīng)的累計產(chǎn)油量Np、可采儲量NR計算關(guān)系式為：式中：Wp為區(qū)塊累計產(chǎn)水量，104t；Np為區(qū)塊累計產(chǎn)油量，104t；A1為甲型水驅(qū)特征曲線截距，是與巖石、流體性質(zhì)有關(guān)的常數(shù)；B1為甲型水驅(qū)特征曲線直線段斜率，是與地質(zhì)條件、井網(wǎng)部署、油田管理措施等有關(guān)的常數(shù)；NR為最終可采儲量，104t；fw為區(qū)塊的階段含水率，1；fwl為區(qū)塊的極限含水率，1。

水驅(qū)油田的地質(zhì)儲量N′與甲型水驅(qū)特征曲線直線段斜率B1存在相關(guān)系數(shù)為0.969的關(guān)系式：

N′＝7.5422B－0.9691（2）式中：N′為測算的水驅(qū)油田的地質(zhì)儲量，104t；B1為甲型水驅(qū)特征曲線直線段斜率。2）S型fw－R關(guān)系曲線：

式中：R為采出程度，1；A2為R與fw關(guān)系曲線的截距；B2為R與fw關(guān)系曲線的斜率。

3）丙型水驅(qū)特征曲線及該水驅(qū)特征曲線下階段含水率fw、極限含水率fwl下對應(yīng)的累產(chǎn)油Np、可采儲量NR計算關(guān)系式為：

式中：Lp為區(qū)塊累計產(chǎn)液量，104t；A3為丙型水驅(qū)特征曲線的截距；B3為丙型水驅(qū)特征曲線的斜率。

表1 3種理論方法計算可采儲量結(jié)果對比表

圖1 安塞油田王窯老區(qū)地關(guān)井階段采出程度貢獻值折線圖

從表1可以看出，在極限含水率0.98時，理論計算的最終可采儲量差別不大，在含水率大于0.60以后，階段采出程度貢獻值逐漸增大，但這一結(jié)果與礦場實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比，存在很大的誤差。通過對王窯老區(qū)中西部已關(guān)的156口油井進行統(tǒng)計分析，以所有單井每隔5%的含水率上升作為分級標(biāo)準(zhǔn)，可以看出含水率大于0.60以后，階段采出程度貢獻值逐年降低（圖1），這一結(jié)果與長慶油田三疊系儲層的巖心水驅(qū)動態(tài)特征一致，即特低滲巖心水驅(qū)階段的原油大部分是在無水期采出的，只要水驅(qū)前緣突破，很難再更多地驅(qū)出巖心中的殘余油，高含水期產(chǎn)出的原油只占整個水驅(qū)階段產(chǎn)量的5%左右，階段采出程度的貢獻值與含水階段密切相關(guān)。大多數(shù)特低滲油藏實際開采動態(tài)表現(xiàn)為油井見水后，含水上升速度快，含水率急劇上升至0.50～0.80，因此，對于特低滲油藏而言，極限含水率的取值對于最終采收率及其構(gòu)成要素的量化需要重新界定，所計算的各項參數(shù)才能真實反映低滲透油藏的水驅(qū)開發(fā)效果。

2 特低滲油藏極限含水率的取值確定方法

為了減小特低滲油藏開發(fā)模式及地關(guān)油井對采收率及其構(gòu)成要素的影響，對王窯老區(qū)中西部全部地關(guān)井、典型地關(guān)井及目前在生產(chǎn)井進行了分析計算，依據(jù)3個原則：①安塞油田低滲透油藏階段采出程度貢獻值與所處含水階段有關(guān)；②含水率大于0.60后，丙型水驅(qū)特征曲線和甲型水驅(qū)特征曲線計算的可采儲量基本接近；③在此極限含水率下，計算的NR要與運用產(chǎn)能遞減計算的NR相符，提出了適用于特低滲透油藏復(fù)雜開發(fā)狀況的極限含水率取值確定方法。其具體方法如下：

1）采用甲型水驅(qū)特征曲線求取水驅(qū)地質(zhì)儲量N′（式（1）、（2）），擬合段選取含水率大于0.60以后的生產(chǎn)數(shù)據(jù)。

2）采用含水率與采出程度關(guān)系曲線進行可采儲量的計算（式（3）、（4）），先選取擬合段，回歸求出常數(shù)A2、B2及相關(guān)系數(shù)r?？紤]到階段采出程度貢獻值與所處含水階段有關(guān)，最終可采儲量NR計算過程中引入2個系數(shù)a1、a2。其中：a1為礦場實際生產(chǎn)過程中不同含水階段對應(yīng)的累計采出程度貢獻值（圖1）；a2是與r有關(guān)的修正系數(shù)，主要是考慮地關(guān)油井對區(qū)塊綜合含水率的影響程度。

將A2、B2及計算末期的采出程度R代入式（4），反求計算末期的擬合綜合含水率ff，對照圖1找到接近且小于ff的fw及對應(yīng)的累計采出程度貢獻值a1。將A2、B2及fw代入式（4），求對應(yīng)的采出程度R；a2＝log（10×r）。根據(jù)安塞油田實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，最終采收率ER與A2、B2、a1、a2具有一定的關(guān)系：

式中：ER為區(qū)塊最終采收率，1；A2為常數(shù)；B2為常數(shù)；a1為常數(shù)，%；a2為小數(shù)。最終可采儲量計算公式：

式中：N為區(qū)塊原始地質(zhì)儲量，104t。

3）將步驟2計算的可采儲量數(shù)據(jù)代入丙型水驅(qū)特征曲線進行極限含水率的反推（式（5）、式（8）），擬合段選取同甲型水驅(qū)特征曲線：

3 特低滲油藏采收率構(gòu)成要素量化評價方法

前人對水驅(qū)油田體積波及因數(shù)及驅(qū)油效率的研究頗多。驅(qū)油效率一般通過巖心驅(qū)替試驗求得，基于油藏的相對滲透率曲線是油藏固有的儲層性質(zhì)和流體性質(zhì)的綜合體現(xiàn)[4]，油水相對滲透率曲線和動態(tài)數(shù)據(jù)可確定水驅(qū)波及狀況；對現(xiàn)場采集密閉巖心的剖面圖像進行處理[5]，估算剖面、平面水驅(qū)波及因數(shù)；最具代表性的依據(jù)陳元千等提出的 “水驅(qū)曲線法在油田開發(fā)評價中的應(yīng)用”，其基本關(guān)系式主要基于丙型水驅(qū)特征曲線 （式 （4）），推導(dǎo)出當(dāng)含水率取極限值時，最終體積波及因數(shù)表達(dá)式[6]：

根據(jù)采收率構(gòu)成要素之間的關(guān)系，計算驅(qū)油效率：

式中：η為最終驅(qū)油效率，1；Eva為最終體積波及因數(shù)，1。

4 應(yīng)用實例及分析評價

安塞油田王窯老區(qū)中西部截至2013年5月累計產(chǎn)油444.3799×104t，綜合含水率0.691。先利用甲型水驅(qū)特征曲線求出A1＝1.0504，B1＝0.0033，N′＝1914×104t；再利用含水率與采出程度關(guān)系曲線，求出A2＝0.1708，B2＝0.0615，r＝0.9646，擬合段最后數(shù)據(jù)擬合回歸ff＝73.0%。由于地關(guān)井較多，分別參照單井fw接近70%、75%，采出程度貢獻率a1分別為92.5%、94.7%（圖1），a2＝0.9843，計算出NR＝497.5565×104t，此結(jié)果與產(chǎn)能遞減的495.3059×104t極為接近，ER＝18.2%；再利用丙型水驅(qū)特征曲線擬合A3＝0.8872，B3＝0.0011，確定fwl＝0.769，Eva＝0.547，η＝0.333。對檢查井水洗巖心水淹程度的定性分析，是了解水驅(qū)油田波及因數(shù)大小的最直接手段[7]，2012～2013年通過對該區(qū)域部署的檢查井進行精細(xì)解剖，計算的Eva＝0.62，平均驅(qū)油效率珔η＝0.327，也驗證了確定特低滲油藏采收率構(gòu)成要素量化方法的正確性。特低滲透油藏波及因數(shù)與驅(qū)油效率低，其主要原因是安塞油田長6油藏屬于致密油藏，天然微裂縫發(fā)育，儲層縱向非均質(zhì)性嚴(yán)重。檢查井水洗情況統(tǒng)計分析顯示，縱向水洗程度僅61.2%，從厚度比例來看，其中強水洗厚度比例36.7%，中水洗厚度比例23.3%，弱水洗厚度比例40%，縱向水驅(qū)動用不均，且縱向水驅(qū)動用狀況受物性控制，物性相對較好的層段為主要水洗層段，物性較差的層段弱水洗或未水洗。

5 結(jié)論及認(rèn)識

1）特低滲油藏受開發(fā)方式、油井投產(chǎn)時間和水淹地關(guān)時間不同等因素的影響，極限含水0.98的取值在理論量化采收率及階段采出程度貢獻值方面，與礦場實際生產(chǎn)狀況存在很大誤差。

2）特低滲油藏階段采出程度貢獻值與單井所處含水階段密切相關(guān)。利用fw－R（“S”型）、甲型及丙型水驅(qū)特征曲線，結(jié)合礦場含水率分級與采出程度貢獻值對應(yīng)關(guān)系，得到的極限含水率取值方法，有效地保證了最終采收率及其構(gòu)成要素的量化結(jié)果符合油田開發(fā)實際。

3）特低滲油藏體積波及因數(shù)及最終驅(qū)油效率低，與儲層縱向非均質(zhì)性密切相關(guān)。水驅(qū)后進一步提高采收率的潛力很大，主要潛力為特 （超）低滲透層的有效啟動。

[1]俞啟泰 .油田開發(fā)論文集 [M]北京：石油工業(yè)技術(shù)出版社，1999.76～87.

[2]俞啟泰，羅洪 .我國陸上油田采收率與波及系數(shù)評價 [J].油氣采收率技術(shù)，2000，7（2）：33～37.

[3]陳元千，郭二鵬 .預(yù)測水驅(qū)油田體積波及系數(shù)和可采儲量的方法 [J].中國海上油氣，2007，19（6）：387～389.

[4]杜利，陳清華，戴勝群 .應(yīng)用油水相對滲透率曲線和動態(tài)數(shù)據(jù)確定水驅(qū)波及狀況 [J].油氣地質(zhì)與采收率，2003，10（4）：45～46.

[5]王任一，李正科，張斌成，等 .利用圖像處理技術(shù)計算巖心剖面的水驅(qū)波及系數(shù) [J].油氣地質(zhì)與采收率，2006，13（3）：77～78.

[6]陳元千，鄒存友，張楓 .水驅(qū)曲線法在油田開發(fā)評價中的應(yīng)用 [J].斷塊油氣田，2011，18（6）：769～771.

[7]王任一 .基于最大熵的巖心水驅(qū)波及系數(shù)求取方法 [J].斷塊油氣田，2008，15（3）：91～93.