氣頂邊水油藏氣/水驅(qū)產(chǎn)油量貢獻(xiàn)評價(jià)方法

孟智強(qiáng)，葛麗珍，祝曉林，王永平，朱志強(qiáng)

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

0 引言

錦州油田發(fā)現(xiàn)于2002 年［1］，是遼西凸起上發(fā)育規(guī)模較大的油田之一。油田于2009 年投入開發(fā)，以沙二段氣頂邊水油藏開發(fā)為主，目前處于開發(fā)中后期。氣頂邊水油藏是一種氣相、油相烴類和水體處于同一個水動力學(xué)體系中的油藏［2-3］，目前國內(nèi)外主要是利用水平井天然能量進(jìn)行開發(fā)［4-5］，以避免油井過早發(fā)生氣竄和水錐，從而盡可能多地提高油環(huán)采收率。該類油藏在開發(fā)過程中受到氣頂和邊水雙向驅(qū)動，地層能量供給充足，總體表現(xiàn)出氣油比和含水率共同上升的特征。在不同的氣頂和邊水能量以及不同水平井縱向?qū)嵤┪恢玫葪l件下，油藏的氣油比和含水率上升的形式各不相同，有氣高水低型、水高氣低型以及氣水共進(jìn)型［6-7］，因此在不同的生產(chǎn)狀態(tài)下，其開發(fā)效果和可采儲量有待深入研究。

目前，可采儲量預(yù)測和開發(fā)效果評價(jià)常用的油藏工程方法包括水驅(qū)特征曲線和氣驅(qū)特征曲線，因其繪制簡便、適應(yīng)性較強(qiáng)而受到廣泛應(yīng)用。童憲章［8］首先提出了累計(jì)產(chǎn)油與累計(jì)產(chǎn)水之間關(guān)系的甲型水驅(qū)特征曲線；陳元千［9］對水驅(qū)特征曲線進(jìn)一步研究，建立了多種水驅(qū)特征曲線形式［10-12］；楊國緒等［13］、顧喬元等［14］首次針對氣驅(qū)特征曲線進(jìn)行了研究；童凱軍等［15］、孟智強(qiáng)等［16］提出了累計(jì)產(chǎn)油量與累計(jì)產(chǎn)氣量、累計(jì)產(chǎn)油量與氣油比之間關(guān)系的氣驅(qū)特征曲線研究方法。氣頂邊水油藏開發(fā)受氣、水兩相驅(qū)替，其產(chǎn)油量受邊水和氣頂氣共同驅(qū)動的影響，因此，水驅(qū)、氣驅(qū)特征曲線等單一驅(qū)替相評價(jià)方法均不適用于該類油藏［17-18］。目前，表征氣油比和含水率組合規(guī)律以體現(xiàn)氣頂邊水油藏開發(fā)動態(tài)的研究較少，尚無氣/水驅(qū)貢獻(xiàn)產(chǎn)油量的評價(jià)方法。

從油氣、油水兩相滲流規(guī)律和物質(zhì)平衡方程出發(fā)，分別按照氣驅(qū)和水驅(qū)兩部分建立了確定氣/水驅(qū)貢獻(xiàn)產(chǎn)油量的方法，綜合油田動態(tài)生產(chǎn)資料，對氣頂邊水油藏可采儲量預(yù)測和開發(fā)效果評價(jià)進(jìn)行理論研究，以期為礦場開發(fā)提供指導(dǎo)意見。

1 地質(zhì)概況

遼東灣海域古近系構(gòu)造呈北東走向的凸-凹相間格局（圖1），其中部區(qū)域形成“三凹兩凸”共5 個次級構(gòu)造單元，自西向東分別為遼西凹陷、遼西凸起、遼中凹陷、遼東凸起、遼東凹陷。各構(gòu)造單元均呈北東—南西向平行展布［19］。錦州油田位于遼東灣海域遼西凸起中北段，西側(cè)以遼西大斷層為界緊鄰遼西凹陷中洼，東南呈緩坡向遼中凹陷過渡，毗鄰遼中凹陷中、北洼，處于油氣富集有利位置，主要發(fā)育太古宇潛山，古近系沙河街組、東營組和新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組［20-21］。錦州油田油藏埋深較大，測試產(chǎn)能高，油藏豐度高，含油層系主要為沙河街組二段，地層自上而下可細(xì)分為E3s2-0，E3s2-Ⅰ，E3s2-Ⅱ，E3s2-Ⅲ等4 個油組，為辮狀河三角洲前緣亞相沉積，巖性以細(xì)—中粗粒長石巖屑砂巖或巖屑長石砂巖為主，原油黏度低。

圖1 錦州油田構(gòu)造位置圖（a）及古近系沙二段巖性地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Structural location（a）and stratigraphic column of the second member of Paleogene Shahejie Formation（b）in Jinzhou oilfield

2 模型建立

2.1 油藏工程方法模型

S31 油藏是錦州油田古近系沙河街組典型的氣頂邊水油藏，以帶大氣頂、窄油環(huán)、中等邊水為典型特征，油藏氣頂指數(shù)為2.1，水體倍數(shù)為60 倍，油環(huán)平面寬度小于600 m，油柱高度為33 m。為延緩氣竄和水錐的影響，采用平行流體界面部署水平井開發(fā)，依靠氣頂和邊水天然能量驅(qū)動采油。水平井在油環(huán)上形成一排排狀采油井網(wǎng)，采油井平面井距為300 m，水平井垂向位置位于油柱高度中部。

以該油藏為原型，建立氣頂邊水油藏產(chǎn)油量貢獻(xiàn)評價(jià)的油藏工程方法模型（圖2）。按照流體界面自上而下劃分為氣頂、油環(huán)和邊水3 個部分，水平井位于油柱高度的1/2 位置。由于水平井井網(wǎng)的存在，油環(huán)縱向上被分為受氣驅(qū)作用和受水驅(qū)作用2個部分，受井網(wǎng)分割的2 個部分的原始原油地質(zhì)儲量比為1∶1。

圖2 氣頂邊水油藏產(chǎn)油量貢獻(xiàn)評價(jià)油藏工程方法模型Fig.2 Reservoir engineering method model for oil production contribution evaluation in gas-cap and edge-water reservoirs

2.2 基本假設(shè)

模型基本假設(shè)條件如下：①油藏以氣頂和邊水天然能量開發(fā)；②忽略毛管壓力及重力作用；③開發(fā)中后期，地層壓力下降導(dǎo)致的原油脫氣量相比氣頂氣竄量很小，忽略原油溶解氣油比隨時(shí)間的變化；④忽略原油、天然氣、地層水體積系數(shù)隨時(shí)間的變化；⑤水平井上部僅存在油氣兩相流動，水平井下部僅存在油水兩相流動；⑥油藏采油速度控制合理，天然能量開發(fā)下水平井上部和下部的原油不發(fā)生大幅竄流，其合理性已通過數(shù)值模擬示蹤劑技術(shù)對水平井上部原油和下部原油分別示蹤得到了驗(yàn)證。

3 氣/水驅(qū)產(chǎn)油量貢獻(xiàn)評價(jià)方法

根據(jù)油藏工程方法模型，氣頂邊水油藏可分為受氣驅(qū)和水驅(qū)作用的2 個部分。兩部分之間為統(tǒng)一壓力系統(tǒng)，油氣、油水滲流互不干擾，分別對這兩部分油藏建立數(shù)學(xué)模型。

3.1 理論推導(dǎo)基礎(chǔ)

地層條件下的油氣和油水兩相滲流規(guī)律可以用達(dá)西定律來表示，在油氣、油水兩相穩(wěn)定滲流條件下［22-24］，存在如下關(guān)系：

式中：qga和qwa分別為地層條件下的氣相和水相流量，m3/d；qoa1和qoa2分別為地層條件下氣驅(qū)和水驅(qū)貢獻(xiàn)油相流量，m3/d；K為油層絕對滲透率，mD；Krg和Kro1分別為油氣相滲中氣相和油相的相對滲透率；Krw和Kro2分別為油水相滲中水相和油相相對滲透率；Ago和Awo分別為氣驅(qū)和水驅(qū)部分油層的橫截面積，m2；ΔP1和ΔP2分別為氣驅(qū)和水驅(qū)的驅(qū)替壓差，MPa；μg，μo，μw分別為天然氣、原油和地層水原始地層條件下的黏度，mPa·s（忽略流體黏度隨時(shí)間的變化）；L1和L2分別為氣驅(qū)和水驅(qū)的油層長度，m。

將地層條件下的流量qga，qoa1，qoa2，qwa轉(zhuǎn)換為地面條件下的流量：

式中：qg，qo，qw分別為地面條件下的產(chǎn)氣量、產(chǎn)油量和產(chǎn)水量，m3/d；qo1和qo2分別為地面條件下氣驅(qū)和水驅(qū)貢獻(xiàn)產(chǎn)油量，m3/d；Rsi為原油原始溶解氣油比，m3/m3（忽略溶解氣油比隨時(shí)間的變化）；Bgi，Boi，Bwi分別為天然氣、原油、地層水的原始體積系數(shù)（忽略流體體積系數(shù)隨時(shí)間的變化）。

聯(lián)立式（1）—（8），可得到氣驅(qū)和水驅(qū)部分穩(wěn)定滲流條件下的油氣和油水兩相滲流方程：

根據(jù)錦州油田天然巖心室內(nèi)非穩(wěn)態(tài)法進(jìn)行的油氣、油水相對滲透率實(shí)驗(yàn)研究結(jié)果，繪制巖心油氣/油水兩相相對滲透率比值與巖心含氣/含水飽和度的關(guān)系（圖3）。

圖3 錦州油田油氣和油水相對滲透率實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.3 Experimental results of relative permeability of oil-gas and oil-water in Jinzhou oilfield

在巖心驅(qū)替至含氣、含水飽和度處于中高含氣/含水階段時(shí)，油氣/油水相對滲透率比值與油環(huán)含氣/含水飽和度之間滿足指數(shù)函數(shù)關(guān)系：

式中：Sg和Sw分別為氣驅(qū)部分油環(huán)含氣飽和度和水驅(qū)部分油環(huán)含水飽和度；m1，n1，m2，n2均為相滲擬合系數(shù)。

根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果擬合得出m1，n1，m2，n2分別為0.005 9，36.80，9.35×10-7，24.50。

運(yùn)用物質(zhì)平衡方法對氣驅(qū)和水驅(qū)部分含氣、含水飽和度進(jìn)行計(jì)算，忽略開發(fā)過程中原油體積系數(shù)的變化。氣驅(qū)部分油環(huán)地下含氣飽和度與氣驅(qū)部分油采出程度成正比，水驅(qū)部分油環(huán)地下含水飽和度與水驅(qū)部分油采出程度成正比：

式中：Np為油藏累計(jì)產(chǎn)油量，104m3；Np1為氣驅(qū)部分累計(jì)產(chǎn)油量，104m3；N1和N2分別為氣驅(qū)和水驅(qū)部分原始原油地質(zhì)儲量，104m3（依據(jù)水平井部署位置，其值為原始油環(huán)地質(zhì)儲量的一半）；Swi為束縛水飽和度。

3.2 氣/水驅(qū)產(chǎn)油量貢獻(xiàn)評價(jià)方法

聯(lián)立式（9）—（14），得到氣驅(qū)和水驅(qū)兩部分單位時(shí)間內(nèi)分別貢獻(xiàn)產(chǎn)油量的關(guān)系式：

將兩式相加得到總產(chǎn)油量，即可建立氣/水驅(qū)產(chǎn)油量貢獻(xiàn)評價(jià)關(guān)系式：

式中：GOR和WOR分別為油藏生產(chǎn)的氣油比和水油比，m3/m3。

根據(jù)式（17）可知，油藏單位時(shí)間產(chǎn)油量分為氣驅(qū)貢獻(xiàn)產(chǎn)油量和水驅(qū)貢獻(xiàn)產(chǎn)油量2 個部分，其貢獻(xiàn)比例總和為1。同時(shí)，該關(guān)系式反映出氣/水驅(qū)貢獻(xiàn)產(chǎn)油量的比例大小與氣油比、綜合含水率以及氣/水驅(qū)累計(jì)產(chǎn)油量相關(guān)。在某一時(shí)刻氣/水驅(qū)累計(jì)產(chǎn)油量一定的情況下，氣油比上升，則水油比降低；反之，則亦反之，表現(xiàn)出氣水動態(tài)博弈的特征。

由于式（17）中只有氣驅(qū)部分累計(jì)產(chǎn)油量是未知參數(shù)，通過數(shù)值求解可以計(jì)算出氣驅(qū)部分累計(jì)產(chǎn)油量，即氣驅(qū)貢獻(xiàn)累計(jì)產(chǎn)油量。聯(lián)合總累計(jì)產(chǎn)油量，可得出水驅(qū)部分累計(jì)產(chǎn)油量，即水驅(qū)貢獻(xiàn)累計(jì)產(chǎn)油量。因此，該氣/水驅(qū)產(chǎn)油量貢獻(xiàn)評價(jià)方法為生產(chǎn)動態(tài)資料和氣/水驅(qū)產(chǎn)油量貢獻(xiàn)之間搭建了橋梁。

4 可采儲量預(yù)測及開發(fā)效果評價(jià)方法

4.1 可采儲量預(yù)測方法

在氣驅(qū)和水驅(qū)部分累計(jì)產(chǎn)油量明確的基礎(chǔ)上，氣驅(qū)和水驅(qū)部分可以看作是2個生產(chǎn)規(guī)律獨(dú)立的油藏。通過氣驅(qū)和水驅(qū)特征曲線能夠分別預(yù)測這兩部分的可采儲量。

對于水平井上部的氣驅(qū)部分，根據(jù)氣驅(qū)特征曲線，氣驅(qū)油藏生產(chǎn)氣油比GOR1、累計(jì)產(chǎn)油量Np1呈半對數(shù)線性關(guān)系：

忽略原油溶解氣油比隨時(shí)間的變化，氣驅(qū)部分生產(chǎn)氣油比計(jì)算公式為

根據(jù)氣驅(qū)特征曲線擬合得出的參數(shù)A1和B1，可計(jì)算得出氣驅(qū)部分的原油技術(shù)可采儲量NR1：

對于特定的油藏，在不進(jìn)行重大調(diào)整和不改變開發(fā)方式的條件下，氣驅(qū)部分日產(chǎn)油量qo1與生產(chǎn)氣油比GOR1之間存在半對數(shù)線性關(guān)系。氣驅(qū)部分當(dāng)油藏達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限日產(chǎn)油量時(shí)（海上油田一般取5 m3/d），其對應(yīng)的生產(chǎn)氣油比即油藏極限氣油比：

式（18）—（21）中：GOR1為氣驅(qū)部分生產(chǎn)氣油比，m3/m3；A1和B1均為氣驅(qū)特征曲線擬合系數(shù)；NR1為氣驅(qū)部分原油可采儲量，104m3；GORmax為氣驅(qū)部分經(jīng)濟(jì)極限氣油比，m3/m3；C和D均為方程擬合系數(shù)。

對于水平井下部的水驅(qū)部分，根據(jù)石油可采儲量計(jì)算行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)［25］，水驅(qū)油藏優(yōu)選甲、乙、丙、丁4種典型的水驅(qū)特征曲線之一，可得出水驅(qū)部分原油技術(shù)可采儲量。通過采用丁型水驅(qū)特征曲線來說明水驅(qū)部分可采儲量的預(yù)測過程。水驅(qū)部分水驅(qū)特征曲線、原油可采儲量計(jì)算公式分別為

式中：Np2為水驅(qū)部分累計(jì)產(chǎn)油量，104m3；Wp2為水驅(qū)部分累計(jì)產(chǎn)水量，104m3（考慮氣驅(qū)部分產(chǎn)水量低，水驅(qū)部分累計(jì)產(chǎn)水量等于油藏累計(jì)產(chǎn)水量）；Lp2為水驅(qū)部分累計(jì)產(chǎn)液量，104m3；NR2為水驅(qū)部分原油可采儲量，104m3；A2和B2均為水驅(qū)特征曲線擬合系數(shù)。

4.2 開發(fā)效果評價(jià)方法

在明確氣/水驅(qū)部分貢獻(xiàn)累計(jì)產(chǎn)油量，以及相應(yīng)部分的含水率和氣油比的基礎(chǔ)上，利用相應(yīng)的氣/水驅(qū)油藏開發(fā)效果評價(jià)圖版可對氣頂邊水油藏進(jìn)行綜合評價(jià)。

對于水平井上部的氣驅(qū)部分，根據(jù)孟智強(qiáng)等［16］提出的氣驅(qū)油藏開發(fā)效果評價(jià)圖版進(jìn)行評價(jià)。它是氣驅(qū)油藏氣油比、采出程度和采收率之間的理論關(guān)系模型，反映了在油藏穩(wěn)定滲流的條件下，生產(chǎn)氣油比隨采出程度的增加呈對數(shù)增長的客觀變化規(guī)律：

式中：E1為氣驅(qū)部分原油采出程度；ER1為氣驅(qū)部分原油采收率。

通過投影氣驅(qū)部分生產(chǎn)氣油比和采出程度數(shù)據(jù)點(diǎn)到氣驅(qū)油藏開發(fā)效果評價(jià)圖版，根據(jù)氣油比在圖版中的變化趨勢，能夠評價(jià)某一時(shí)間段內(nèi)氣頂邊水油藏氣驅(qū)部分的開發(fā)效果變化。

對于水平井下部的水驅(qū)部分，根據(jù)水驅(qū)油藏開發(fā)效果評價(jià)圖版進(jìn)行評價(jià)，以經(jīng)典的童憲章圖版為例：

式中：fw2為水驅(qū)部分含水率；E2為水驅(qū)部分原油采出程度；ER2為水驅(qū)部分原油采收率。

通過投影水驅(qū)部分含水率和采出程度數(shù)據(jù)點(diǎn)到童憲章圖版，根據(jù)含水率的變化趨勢，能夠評價(jià)氣頂邊水油藏水驅(qū)部分的開發(fā)效果變化。通過氣驅(qū)部分和水驅(qū)部分開發(fā)效果的評判，綜合得出氣頂邊水油藏的開發(fā)效果變化，進(jìn)而指導(dǎo)油藏控氣、控水以及剩余油挖潛。

5 實(shí)例應(yīng)用

錦州油田S31 油藏于2009 年9 月投入開發(fā)，2015 年9月進(jìn)行了加密綜合調(diào)整，總體經(jīng)歷了上產(chǎn)期、快速遞減期、綜合調(diào)整穩(wěn)定期和緩慢遞減期4個階段。油藏高峰產(chǎn)油量為1 500 m3/d，截至2019年9 月，油藏產(chǎn)油量為152 m3/d，含水率為78.5%，氣油比為1 711 m3/m3。該油藏物理參數(shù)、流體參數(shù)和相滲參數(shù)如表1 所列，生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)如表2 所列。

表1 錦州油田S31 油藏參數(shù)Table 1 Parameters of S31 reservoir in Jinzhou oilfield

表2 錦州油田S31 油藏生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)Table 2 Production dynamic data of S31 reservoir in Jinzhou oilfield

以S31 油藏2009—2019 年實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，利用式（17），通過數(shù)值求解計(jì)算得出該油藏氣/水驅(qū)貢獻(xiàn)累計(jì)產(chǎn)油量隨時(shí)間的變化關(guān)系（圖4）。為驗(yàn)證該結(jié)果的可靠性，在高精度地質(zhì)建模和精細(xì)數(shù)值模擬歷史擬合的基礎(chǔ)上，采用示蹤劑追蹤技術(shù)預(yù)測氣驅(qū)和水驅(qū)部分原油累計(jì)產(chǎn)出量。模擬結(jié)果與油藏工程方法對比結(jié)果（圖5）顯示，數(shù)值模擬結(jié)果與氣/水驅(qū)產(chǎn)油量貢獻(xiàn)評價(jià)方法計(jì)算結(jié)果基本一致。

圖4 錦州油田S31 油藏氣/水驅(qū)產(chǎn)油量貢獻(xiàn)評價(jià)方法計(jì)算結(jié)果Fig.4 Calculation results of production contribution evaluation method of gas/water drive of S31 reservoir in Jinzhou oilfield

圖5 錦州油田S31 油藏氣/水驅(qū)產(chǎn)油量文中評價(jià)方法與數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果對比Fig.5 Comparison between the evaluation method in this paper and the numerical simulation results of S31 reservoir in Jinzhou oilfield

目前S31 油藏氣驅(qū)和水驅(qū)貢獻(xiàn)累計(jì)產(chǎn)油量分別為60.49×104m3和110.18×104m3。其中，氣驅(qū)部分貢獻(xiàn)累計(jì)產(chǎn)油量占油藏累計(jì)產(chǎn)油量的35%，水驅(qū)部分貢獻(xiàn)累計(jì)產(chǎn)油量占油藏累計(jì)產(chǎn)油量的65%，表明目前氣驅(qū)部分貢獻(xiàn)累計(jì)產(chǎn)油量在總累計(jì)產(chǎn)油量中的占比低。在氣驅(qū)部分儲量與水驅(qū)部分儲量一致的條件下，S31 油藏氣驅(qū)部分采出程度為18.5%，水驅(qū)部分采出程度為43.4%，氣驅(qū)部分采出程度遠(yuǎn)低于水驅(qū)部分，表明S31 油藏氣頂氣驅(qū)效果差于邊水驅(qū)開發(fā)效果，大量氣頂氣未能起到有效的驅(qū)油作用，而是通過優(yōu)勢滲流通道氣竄采出，效果較差。

對錦州油田S31 油藏氣頂邊水油藏氣驅(qū)部分的原油可采儲量進(jìn)行預(yù)測，繪制lg（GOR1-Rsi）與Np1之間關(guān)系的氣驅(qū)特征曲線，并選取該油藏綜合調(diào)整后的實(shí)際數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，得出擬合參數(shù)A1和B1分別為0.044 1 和0.858 5（圖6），并進(jìn)一步計(jì)算出油藏氣驅(qū)部分的經(jīng)濟(jì)極限氣油比。根據(jù)S31 油藏的生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，選取海上油田油井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量為5 m3/m3，代入式（21）計(jì)算得出該油藏氣驅(qū)部分經(jīng)濟(jì)極限氣油比為16 262 m3/m3。將該經(jīng)濟(jì)極限氣油比值和氣驅(qū)特征曲線擬合參數(shù)A1和B1值代入式（20），得出該油藏氣驅(qū)部分的可采儲量為75.99×104m3。

圖6 錦州油田S31 油藏lg（GOR1-Rsi）與Np1關(guān)系Fig.6 Relationship between lg（GOR1-Rsi）and Np1 of S31 reservoir in Jinzhou oilfield

對于水驅(qū)部分，根據(jù)錦州油田S31 油藏的油藏類型、地層原油黏度及含水上升規(guī)律，采用丁型水驅(qū)特征曲線對水驅(qū)部分原油可采儲量進(jìn)行預(yù)測。選取錦州油田S31 油藏綜合調(diào)整后的實(shí)際數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，得出擬合參數(shù)A2和B2分別為0.007 7 和1.108 3（圖7）。當(dāng)經(jīng)濟(jì)極限含水率取0.98 時(shí)，得出水驅(qū)部分原油可采儲量為123.61×104m3。綜合氣驅(qū)部分和水驅(qū)部分的原油可采儲量，氣頂邊水油藏原油可采儲量共計(jì)199.60×104m3。

圖7 錦州油田S31 油藏Lp2/Np2與Wp2關(guān)系Fig.7 Relationship between Lp2/Np2 and Wp2of S31 reservoir in Jinzhou oilfield

根據(jù)式（24）、式（25）繪制氣驅(qū)部分和水驅(qū)部分的開發(fā)效果評價(jià)圖版，并投影實(shí)際數(shù)據(jù)到相應(yīng)圖版（圖8），對氣頂邊水油藏綜合調(diào)整后的開發(fā)效果進(jìn)行評價(jià)。錦州油田S31 油藏氣驅(qū)部分在加密調(diào)整前符合采收率35%曲線，加密調(diào)整后實(shí)際數(shù)據(jù)點(diǎn)趨勢從采收率35%曲線轉(zhuǎn)向30%曲線；水驅(qū)部分在加密調(diào)整前采收率在50%曲線，加密調(diào)整后實(shí)際數(shù)據(jù)點(diǎn)趨勢從采收率50%曲線轉(zhuǎn)向60%曲線。

圖8 錦州油田S31 油藏氣驅(qū)部分（a）水驅(qū)部分（b）開發(fā)效果評價(jià)Fig.8 Development effect evaluation of gas-drive（a）and water drive（b）of S31 reservoir in Jinzhou oilfield

綜上所述，錦州油田S31 油藏通過加密綜合調(diào)整，氣驅(qū)部分效果變差，而水驅(qū)部分效果變好。結(jié)合礦場生產(chǎn)動態(tài)分析，這主要由于該油藏通過加密綜合調(diào)整增加了采油速度。對于氣驅(qū)和水驅(qū)這2種驅(qū)替方式，氣驅(qū)油方式對采油速度更加敏感，提高采油速度導(dǎo)致氣頂氣沿原先形成的高滲通道竄進(jìn)，使驅(qū)油效果變差；水驅(qū)油方式對采油速度敏感性較低，提高采油速度相應(yīng)地提高了生產(chǎn)壓差，擴(kuò)大了水驅(qū)波及，因而驅(qū)油效果變好。

綜上所述，錦州油田S31 油藏目前氣驅(qū)部分累計(jì)產(chǎn)油量低，當(dāng)前井網(wǎng)條件下可采儲量低，且氣驅(qū)開發(fā)效果存在變差趨勢，是該油藏后續(xù)應(yīng)該重點(diǎn)挖潛的對象。氣/水驅(qū)產(chǎn)油量貢獻(xiàn)評價(jià)方法的應(yīng)用，為該氣頂邊水油藏的后期挖潛方向提供了理論指導(dǎo)。

6 結(jié)論

（1）基于穩(wěn)定滲流理論，建立了氣頂邊水油藏氣/水驅(qū)產(chǎn)油量貢獻(xiàn)評價(jià)方法，反映了氣/水驅(qū)貢獻(xiàn)產(chǎn)油量的比例大小與氣油比、含水率以及氣驅(qū)和水驅(qū)累計(jì)產(chǎn)油量呈現(xiàn)指數(shù)求和為1 的關(guān)系。利用生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，數(shù)值求解計(jì)算得出錦州油田S31 油藏氣驅(qū)和水驅(qū)部分累計(jì)產(chǎn)油量分別為60.49×104m3和110.18×104m3，與數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果基本一致。

（2）結(jié)合氣驅(qū)和水驅(qū)特征曲線，考慮經(jīng)濟(jì)極限氣油比和含水率，對錦州油田S31 油藏可采儲量預(yù)測表明，氣驅(qū)部分可采儲量為75.99×104m3，水驅(qū)部分可采儲量為123.61×104m3。

（3）結(jié)合氣驅(qū)和水驅(qū)開發(fā)效果評價(jià)圖版對錦州油田S31 油藏評價(jià)表明，錦州油田加密調(diào)整后氣驅(qū)部分采收率由35%曲線轉(zhuǎn)向30%曲線，開發(fā)效果變差，水驅(qū)部分采收率由50%曲線轉(zhuǎn)向60%曲線，開發(fā)效果變好。綜合分析錦州油田S31 油藏上部氣驅(qū)采出程度僅18.5%，目前開發(fā)效果存在變差趨勢，為后續(xù)重點(diǎn)挖潛方向。