海上油田加密調整采收率評價方法分析*

馬奎前 劉英憲 劉宗賓 周海燕 楊靜

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海油田勘探開發研究院)

海上油田加密調整采收率評價方法分析*

馬奎前 劉英憲 劉宗賓 周海燕 楊靜

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海油田勘探開發研究院)

結合渤海S油田加密調整開發實例，分析了海上油田加密調整采收率評價方法，結果表明:受工程設施處理能力的限制，運用水驅曲線法評價海上油田開發中后期的采收率時需要考慮產液量的影響;而在海上油田加密調整后運用水驅曲線法評價采收率時，應首先確定油田是否處于穩定水驅狀態，進而決定是否校正水驅曲線的直線段，以保證預測結果的科學合理。本文成果可以為海上其他油田調整設計及評價提供參考與借鑒。

海上油田加密調整采收率評價渤海S油田

對于處于開發中后期的油田而言，綜合調整是改善其開發效果的重要手段之一［1］。2006年，我國海上油田首次整體加密調整工作開始在渤海S油田實施，探索出了一整套海上油田加密調整方法和模式［2］，并取得了顯著效果，其中采收率評價是油田進行加密調整前后必不可少的一項重要工作。然而，在對渤海S油田綜合調整前后采收率評價過程中發現常用的水驅曲線法并不能很好地應用于海上油田，為此提出了適合海上油田開發特點的水驅曲線評價采收率方法，并結合油田實例說明了海上油田加密調整前后合理選擇采收率評價方法的重要性。本文成果可為海上其他油田加密調整采收率評價提供技術支持。

1 S油田地質油藏特征

渤海S油田縱向主要發育14個含油層系，均位于東營組。該油田儲層為三角洲相沉積，發育穩定且物性較好，平均滲透率在2 000 mD以上，孔隙度在30%左右，屬于典型的高孔高滲砂巖油藏，平均地下原油粘度為175 mPa·s，但油田邊部原油粘度高達350 mPa·s以上。按照開發方案設計，S油田Ⅰ期作為開發試驗區于1993年投產，采用反九點面積注水開發，井距為350 m，設計開發井數為64口，但受海上油田投資以及工程設施限制，油田采用一套層系合注合采開發。在油田Ⅰ期開發的基礎上，S油田Ⅱ期在2000年陸續投產，進入全面開發階段。從海上油田加密調整試驗的角度出發，S油田的加密調整以Ⅰ期為試驗區率先實施。

2 S油田整體加密調整方案的確定

為了改善S油田進入中高含水階段的開發效果，提高采油速度和采收率，通過剩余油研究、方案優選，確定采用油井間全面加密定向井方式進行調整，調整后油田井網由反九點井網轉換成為行列井網，如圖1所示。

圖1 渤海S油田調整井位示意圖

按加密方案設計，共加密調整井52口，以定向井為主。考慮到海上油田調整仍然受到工程設施處理能力及經濟因素制約，調整井及老井均需要具有一定的產量才能使海上油田開發具有較高的經濟性，所以本次調整未進行全面細分開發層系，而只在防砂過程中細分防砂段，為后期細分開發層系預留實施基礎。調整井于2009年底陸續實施，截至2011年已實施調整井48口，已基本調整完畢。

3 S油田加密調整前采收率計算

采收率評價是油田調整方案成功與否的重要衡量指標，加密調整前采收率計算是否合理、準確，這關系到油田調整的必要性和調整目標的確定。目前采收率研究除了數值模擬方法以外，水驅曲線法也是重要方法之一。常用的水驅曲線有4種，分別為甲、乙、丙、丁型水驅曲線，用任意一種水驅曲線都可以對油田采收率進行評價［3］。但是，海上油田特別是海上稠油油田開發后期受海上工程設施的處理能力限制，勢必影響到油田的采收率，若不考慮產液處理能力的影響，加密調整前計算獲得的采收率必然偏樂觀，進而影響對油田調整必要性的評價。綜合分析各種水驅曲線特點，本次對S油田調整前采收率計算采用了限液量的水驅曲線方法。

以甲型水驅曲線為例，水驅曲線的表達式為

lg Wp=a+bNp(1)

式(1)中:Wp為油田累積產水量，萬m3;a、b為常數，由實際數據回歸獲得;Np為累積產油量，萬m3。

若考慮油田最高液處理能力為Lmax=常數，第t年累積產水量為Wpt、累積產油量為Npt，第t+1年的年產油量為Q、年產液量為L=Lmax=常數，則式(1)變形為

lg(Wpt+Lmax－Q)=a+b(Npt+Q)(2)

方程(2)中只有Q為未知量，解方程(2)即可預測限液條件下逐年產量，至含水率為98%時可計算油田限液條件下的采收率，即為油田加密綜合調整前的采收率。

以S油田Ⅰ期為例，截至2009年底累積產水2 199萬m3、累積產油為2 165萬m3，結合水驅曲線獲得的系數便可以利用方程(2)獲得限液條件下的油田產量，如圖2所示。

圖2 渤海S油田Ⅰ期調整前限液量的水驅曲線預測結果(甲型)

利用文獻［4］提供的方法可以確定S油田Ⅰ期加密調整前采收率為29.2%，而調整前S油田I期海上平臺設施液處理能力上限為11 000 m3/d，實際生產已經接近該極限，很顯然該采收率計算未考慮海上工程設施處理能力受限對采收率的影響，因此需要在考慮液量受限的條件下計算油田采收率，才能更符合海上油田開發實際。

按照考慮液量受限影響的水驅曲線法，預測含水至98%時S油田Ⅰ期采收率為24.5%，與不考慮液量受限影響時計算的采收率29.2%相比，二者之間的差異是明顯的，這表明在計算進入開發中后期的海上油田采收率時需要考慮液量受限的影響。

4 S油田加密調整后采收率計算與校正

加密調整后，由于加密井同時改變了注采井網，水驅曲線一般會發生偏折，評價綜合調整效果時一般會將水驅曲線的偏折程度作為加密調整效果的評價內容之一［5］。S油田調整井實施后水驅曲線也發生了明顯的偏轉，而且調整后的水驅曲線線性相關性也較好，如圖3所示。

圖3 渤海S油田Ⅰ期調整前后甲型水驅曲線變化

根據調整后的直線段的斜率和截距對S油田Ⅰ期的動用程度和采收率進行了計算，計算結果如表1所示。從表1可以看出，若以此直線段進行計算，采收率達到了46.7%，而水驅動用程度已經超過了100%，這很顯然是不合理的，因此需要重新認識該水驅直線段的合理性并對直線段進行修正。

表1 渤海S油田Ⅰ期調整前后采收率對比

為分析調整后水驅曲線法預測出現偏差較大的原因，將水油比與累積產油量關系曲線(乙型曲線)與甲型曲線繪制在同一張圖內，如圖4所示。從圖4可以看出，在S油田綜合調整實施以前的階段(2007—2009年)內，甲型曲線與乙型曲線基本呈現相同的斜率，這符合文獻［6］關于穩定水驅條件下甲型與乙型水驅曲線關系的論述，表明在該階段內油田處于穩定水驅狀態;而在該油田進行綜合調整階段后，很明顯乙型水驅曲線的斜率要遠小于甲型水驅曲線，這是由于調整方案的實施使油田綜合含水下降，打破了原有的穩定水驅狀態，雖然該階段的水驅曲線直線段具有較高的相關性，但該階段運用甲型曲線計算的預測結果并不合理。

圖4 渤海S油田Ⅰ期調整前后甲型曲線與乙型曲線對比

文獻［7］給出了不穩定水驅條件下的采收率計算方法，其思路是利用穩定水驅甲型與乙型曲線直線段斜率一致的特點，求得穩定水驅條件下的直線段斜率。利用該文提供的思路，對S油田Ⅰ期不穩定水驅條件下的水驅曲線進行了校正，校正結果如表2所示。由表2可以看出，經過校正后S油田水驅采收率由46.7%降至37.3%，與經過擬合后的油藏數值模擬預測的采收率結果(34.6%)相差不大，可以認為該結果具有一定的可信性。

表2 渤海S油田I期調整前后采收率對比(修正水驅直線段)

5結論

(1)海上油田綜合調整評價采收率時，應盡量考慮海上工程設施處理能力的影響，以使評價結果更加可信。

(2)油田加密調整會影響穩定水驅狀態，導致穩定水驅的直線段預測結果不合理，因此油田調整后運用水驅曲線進行采收率評價時，首先應確定油田是否處于穩定水驅狀態，進而決定是否對水驅曲線直線段進行修正，以保證預測結果的科學合理。

［1］張繼成，梁文福，趙玲，等．喇嘛甸油田特高含水期開發形勢分析［J］．大慶石油學院學報，2005，29(3):23-25．

［2］張鳳久，羅憲波，劉英憲，等．海上油田叢式井網整體加密調整技術研究［J］．中國工程科學，2011，13(5):34-40．

［3］林志芳，俞啟泰．水驅特征曲線計算油田可采儲量方法［J］．石油勘探與開發，1990，17(6):64-71．

［4］國家石油和化工局．石油可采儲量計算方法［S］．北京:石油工業出版社，1999-10-01．

［5］俞啟泰．關于如何正確研究和應用水驅特征曲線——兼答《油氣藏工程實用方法》一書［J］．石油勘探與開發，2000，27(5): 122-126．

［6］陳元千．水驅曲線關系式的推導［J］．石油學報，1985，6(2):69-77．

［7］俞啟泰．逐年計算水驅油田可采儲量方法［J］．石油勘探與開發，1996，23(2):52-56．

(編輯:孫豐成)

An analysis of the recovery-ratio evaluation method during infill and ad justment development in offshore oilfields

Ma Kuiqian Liu Yingxian Liu Zongbin Zhou Haiyan Yang Jing
(Bohai Oilfield Exploration and Development Research Institute，Tianjin Branch of CNOOC Ltd．，Tianjin，300452)

In combination with the case of infill and adjustment development in S oilfield，Bohai water，the method of recovery-ratio evaluation during infill and adjustment development in offshore oilfields was analyzed．The results have shown that it is necessary to consider the impacts of liquid production when evaluating recovery ratio during the middle-late development in offshore oilfields by using an approach of water-drive curve，due to the treatment ability limitations of engineering facilities，and that when evaluating recovery ratio after the infill and adjustment development by using an approach of water-drive curve，it should be first determined whether the oilfield is in a stable water-drive state，and then decided whether to correct the linear portion of water-drive curves，so as to assure the scientific and reasonable prediction results．All these may provide a reference to planning and evaluating the adjustment development in other offshore oilfields．

offshore oilfield;infill and adjustment;recovery-ratio evaluation;S oilfield in Bohai water

*國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”子課題“海上油田叢式井網整體加密及綜合調整油藏工程技術應用研究(編號: 2011ZX05024-002-007)”部分研究成果。

馬奎前，男，高級工程師，從事油氣田開發科研和管理工作。地址:天津市塘沽區609信箱(郵編:300452)。

2012-07-17