海上稠油油田水驅(qū)開發(fā)時效采出比計算方法及評價

王敏，陳民鋒，劉廣為，蓋建，時建虎

（中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京102249）

0 引言

海洋鉆井平臺壽命一般在20 a 左右，因此海上油田的開發(fā)周期相對較短；同時，受氣象和水文環(huán)境等因素的影響，海上油田勘探、開采、處理和輸送均較陸地難度大，且裝備制造費用和施工作業(yè)成本巨大，一般本著盡快開采的原則進行生產(chǎn)。這就要求海上油田投產(chǎn)后必須以高于陸上油田的采油速度進行生產(chǎn)，維持較高的生產(chǎn)能力，做到早投入、快回收［1-4］。

陸地油田開發(fā)時間相對較長，一般只需滿足經(jīng)濟日產(chǎn)要求，開發(fā)到含水率98%時結(jié)束，很少考慮其時效性；海上油田開發(fā)的時效性，主要表現(xiàn)在有限的生產(chǎn)時間內(nèi)盡可能多地采出原油，獲得盡可能高的經(jīng)濟效益。因此，提出開發(fā)期內(nèi)的時效采出比作為海上油田注水開發(fā)整體效果的一個特色指標(biāo)，以體現(xiàn)海上油田這一開發(fā)特點，完善海上油田注水效果評價體系［5-6］。

開發(fā)期內(nèi)的時效采出比定義為，在海上油田有效開發(fā)年限內(nèi)（由關(guān)井生產(chǎn)界限和平臺壽命決定），實際采出程度與水驅(qū)極限采收率的比率，其取值越大越好。另外，海上稠油油田滲透率較高，普遍采取注水的開發(fā)方式，其具有油井見水早、含水上升快、過早進入中高含水階段等特點，而海上稠油油田在此階段，采取大量調(diào)整措施來保持油田穩(wěn)產(chǎn)，在開發(fā)趨勢上與理論變化規(guī)律存在較大差異。因此，需要通過研究不同油水黏度比下時效采出比的理論變化規(guī)律，并確定不同條件下時效采出比的分級標(biāo)準，來對比、分析海上實際油田時效性變化，以評價具體油藏開發(fā)狀況，進而明確海上不同條件油藏注水開發(fā)效果的水平。

1 計算時效采出比的方法

時效采出比具體計算方法如下：1）基于油藏工程方法進行理論分析，利用收支平衡法，考慮海上油田開發(fā)情況，確定不同產(chǎn)量級別下對應(yīng)的單井經(jīng)濟極限含水界限；2）基于不同油水黏度比下含水率與采出程度關(guān)系曲線，并進行簡單校正，確定不同極限采收率下含水率與可采儲量采出程度的關(guān)系，得到對應(yīng)經(jīng)濟極限含水率的時效采出比理論值；3）利用水驅(qū)特征曲線計算分別在極限含水率、經(jīng)濟極限含水率下的采出程度，比值即為時效采出比實際值。

1.1 根據(jù)收支平衡原理計算單井經(jīng)濟極限含水界限

從收支平衡原理看，在有效的開發(fā)時期內(nèi)，當(dāng)每天的產(chǎn)出效益等于每天的總投入成本，即總利潤為零時的單井含水率為單井經(jīng)濟極限含水率［7-8］。

由收支平衡原理得：

經(jīng)濟極限含水率表達式為

式中：CF為變動費用，元/（t·d）；CV為固定費用，元/d；Q1為單井日產(chǎn)液量，t；為經(jīng)濟極限含水率，%；P 為原油價格，元/t；Tr為綜合稅率；do為原油商品率。

式（2）中變動費用、固定費用的取值需要考慮海上油田的實際開發(fā)情況。應(yīng)用收支平衡原理可以確定對應(yīng)不同產(chǎn)液量級別下的經(jīng)濟極限含水率，隨著產(chǎn)液量增加，經(jīng)濟極限含水率迅速上升，且當(dāng)產(chǎn)液量達到一定值時，含水率不再增加，而是趨于穩(wěn)定。

1.2 綜合含水率與采出程度關(guān)系曲線

綜合含水率與采出程度關(guān)系曲線是油藏工程中經(jīng)常使用的一種曲線。前人應(yīng)用無因次注入、無因次采出統(tǒng)計公式推導(dǎo)出了不同油水黏度比下綜合含水率（fw）與采出程度（R）相關(guān)性的經(jīng)驗表達式［9-10］。以油水黏度比μr=100 為例，繪制出不同極限采收率（Rm）條件下fw-R 圖版（見圖1），可以看出，在采出程度低、含水率較高時，含水率預(yù)測與實際不符，因此需要校正。校正后的fw-R 曲線見圖2。

圖1 fw-R 圖版

圖2 校正后的fw-R 曲線

由無因次注入、 采出曲線推導(dǎo)出含水率與采出程度關(guān)系式為

式中：Rm為水驅(qū)極限采收率；D，a 為回歸系數(shù)。

在式（3）中加入b，c 校正參數(shù)，將公式修改為

引入初始條件fw=0，R=0，則

引入邊界條件fw=98%，R=Rm，則

聯(lián)立式（5）、式（6），得

不同油水黏度比下的a，D 取值公式見表1。

表1 不同油水黏度比下a，D 取值公式

對于海上稠油油田，a，D 取值均參照類別Ⅲ回歸統(tǒng)計公式。

1.3 理論、實際時效采出比的計算

應(yīng)用fw與R 校正公式可以得到不同油水黏度比下綜合含水率與可采儲量采出程度的關(guān)系曲線，由收支平衡原理確定的經(jīng)濟極限含水率所對應(yīng)的可采儲量采出程度即為理論時效采出比。

依照石油行業(yè)標(biāo)準，注水開發(fā)油田可采儲量以及極限采收率的計算可采用水驅(qū)特征曲線法［11-14］。實際時效采出比定義為經(jīng)濟極限含水率對應(yīng)的采收率與極限含水率（=98%）對應(yīng)的采收率之比（Rlim/Rmax）。

以丙型水驅(qū)特征曲線為例，表達式為

式中：Lp為累計產(chǎn)液量，104m3；Np為累計產(chǎn)油量，104m3；A 為回歸直線的截距；B 為回歸直線的斜率。

可以推導(dǎo)出含水率與累計產(chǎn)油量以及采收率的關(guān)系式［15-16］：

實際時效采出比為

式中：N 為地質(zhì)儲量，104m3。

通過對比時效采出比的實際值與理論值，可以評價海上油田開發(fā)時效性的強弱，對于海上油田水驅(qū)開發(fā)效果評價具有重要的意義。

2 實例應(yīng)用

應(yīng)用上述方法分別研究2 個海上典型區(qū)塊（A，B區(qū)塊）的時效采出比，并評價其時效性的強弱程度。

2.1 油藏概況

A 區(qū)塊儲層發(fā)育、連通性好，油層分布穩(wěn)定。油層厚度大，含油砂層多，剖面上可見多套砂、泥巖互層。儲層物性好，平均孔隙度為31%，平均滲透率為2 000×10-3μm2，平均原油黏度為132.0 mPa·s。

B 區(qū)塊儲集層埋藏淺，受構(gòu)造、邊（底）水、斷層和巖性的綜合控制，具有油井距跨度大、砂體多、油水黏度比大、多油水體系等特點。儲層膠結(jié)疏松、物性好，平均孔隙度為35%，平均滲透率為3 000×10-3μm2，平均原油黏度為260.0 mPa·s。

2.2 確定油井經(jīng)濟極限含水界限

根據(jù)收支平衡原理，基礎(chǔ)參數(shù)取值為：CF=200 元/（t·d）；CV=3 000 元/d；P=5 000 元/t；Tr=0.10；do=0.95。經(jīng)計算可得到經(jīng)濟極限含水率與產(chǎn)液量的關(guān)系曲線（見圖3）。

圖3 經(jīng)濟極限含水率與產(chǎn)液量的關(guān)系

由圖3可見，隨著產(chǎn)液量的增加，油井經(jīng)濟極限含水率逐漸增加。依據(jù)海上油田A，B 區(qū)塊的開發(fā)資料，平均單井產(chǎn)液量約為200 t/d，那么，經(jīng)濟極限含水率約為95%。

2.3 時效采出比分級標(biāo)準的確定

將油水黏度比范圍分為50～150，150～300 兩個級別，分別繪制油水黏度比為50，150，300 時含水率和可采儲量采出程度關(guān)系曲線（見圖4）。

圖4 含水率與可采儲量采出程度的關(guān)系

由圖4可見：1）油水黏度比越小，油藏的開發(fā)效果就越好，則在相同含水率條件下的采出程度越大，極限采收率（可采儲量）越大。2）在給定的極限含水率條件下，油藏油水黏度比越小，有效開采時間越長、開采效率越高，到開發(fā)結(jié)束時，采出的油量占可采儲量的比例即時效采出比越大。

當(dāng)油井含水率達到經(jīng)濟極限含水率95%時，A，B區(qū)塊對應(yīng)的可采儲量采出程度（即該黏度下的時效采出比）分別約為0.8，0.7。

根據(jù)海上典型稠油油藏A，B 區(qū)塊的水驅(qū)開發(fā)經(jīng)濟極限含水率，制定出不同油水黏度比范圍下時效采出比分級標(biāo)準（見表2）［17］。

表2 不同油水黏度比下時效采出比分級標(biāo)準

2.4 實際時效采出比及評價

根據(jù)丙型水驅(qū)特征曲線，當(dāng)含水率達到極限含水率98%時，A，B 區(qū)塊水驅(qū)極限采收率分別為40%，25%；當(dāng)含水率達到經(jīng)濟極限含水率95%時，水驅(qū)極限采收率為35.38%，18.34%。A 區(qū)塊時效采出比的實際值為35.38%/40%=0.88，B 區(qū)塊為18.34%/25%=0.73。

A 區(qū)塊實際時效采出比評價結(jié)果為一類，表明該典型油藏開發(fā)時效性強，水驅(qū)效果好。這是由于A 區(qū)塊儲層連通性較好，屬于塊狀整裝油田，注采井網(wǎng)較完善，油井多向受效率較高。

B 區(qū)塊實際時效采出比評價結(jié)果為二類，表明該典型油藏開發(fā)時效性較弱，水驅(qū)效果較差。這是因為B區(qū)塊主力砂體儲層發(fā)育，單層砂巖厚度大，連通性好，但是非主力砂體分布范圍比較廣，厚度小且變化大，屬于受邊、 底水影響的構(gòu)造巖性砂體。同時油水關(guān)系復(fù)雜，邊底水油藏采用一套開發(fā)層系合采，注采井網(wǎng)不夠完善，導(dǎo)致油井多向受效率較低。建議B 區(qū)塊細分層系，調(diào)整注水井網(wǎng)形式，提高油井多向受效率。

3 結(jié)論

1）提出了體現(xiàn)海上油田時效性的水驅(qū)開發(fā)效果評價新指標(biāo)，即開發(fā)期內(nèi)時效采出比。將其定義為在海上油田有效開發(fā)年限內(nèi)的采出程度與水驅(qū)極限采收率的比率，其取值越大越好。

2）基于不同油水黏度比下含水率與采出程度的關(guān)系，同時利用收支平衡原理確定了不同產(chǎn)量級別下的單井經(jīng)濟極限含水界限，從而建立了開發(fā)期內(nèi)時效采出比的理論計算方法，并制定出不同油水黏度比范圍下時效采出比評價分級標(biāo)準。

3）以海上油田典型稠油油藏A，B 區(qū)塊為例進行了實例計算，評價2 個典型區(qū)塊的時效性，分析了影響其時效性強弱的原因。

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