特低滲透油藏開發規律及開發效果評價研究
——以靖安油田WLW油藏為例

王思儀

(低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室；中石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西 西安 710018)

程 剛

(中石化長慶油田分公司檔案館，陜西 西安 710018)

申利娜，王靖華，劉艷琴

特低滲透油藏開發規律及開發效果評價研究
——以靖安油田WLW油藏為例

王思儀

(低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室；中石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西 西安 710018)

程 剛

(中石化長慶油田分公司檔案館，陜西 西安 710018)

申利娜，王靖華，劉艷琴

長慶特低滲透油藏由于其客觀地質因素，油井投產后部分井見水快，產量遞減大，開發效果不理想，因此，有必要對高效開發油藏中好的開發經驗進行系統的研究和總結，為同類油藏開發提供參考依據。以WLW油藏為例，將理論研究和礦場數理統計方法相結合，系統總結了WLW油藏的見效規律、見水規律、含水變化規律、采液采油指數變化規律，并突破傳統的研究方法，利用油藏固有的相滲特征研究其產量遞減規律，同時提出了利用相滲曲線評價開發效果的新方法，對類似特低滲透油藏的開發具有很好的借鑒意義。

特低滲透油藏；開發規律；相滲曲線；效果評價

靖安油田WLW油藏位于鄂爾多斯盆地一級構造單元陜北斜坡的中東部，為西傾單斜背景上由于差異壓實作用形成的一組鼻狀隆起。構造平緩，變化簡單，發育多個鼻狀隆起。該區主要開發層位為長6油層組，為三角洲前緣亞相沉積，共識別出水下分流河道、河口壩、遠砂壩、席狀砂、水下分流間灣及前緣泥6種沉積微相。巖心分析該區長6油層組平均孔隙度為12.74%，平均滲透率1.81×10-3μm2，屬于低孔特低滲透油層。潤濕性綜合評價為中性油層，敏感性評價為中偏弱酸敏、弱速敏、中偏弱水敏[1]。

1 開發規律

1.1 見效規律

據生產資料統計，目前全區絕大部分油井都已見效，見效程度90%以上，見效周期合理，平均為8月。其中老區油層厚度大，滲透率較高，物性較好，見效周期6～9月，平均見效周期7月，穩產期6～7年；ZJ60井區物性相對較好，見效較快，見效周期6～10月，平均見效周期7～8月，穩產期4～6年；ZJ53井區物性較差，油層厚度相對較小，且相對高滲帶發育，致使邊、角井見效規律差別較大；角井3～5月就見效，穩產期1年左右；邊井見效周期較長，但穩產時間也長，約為3～4年。見效后較見效前相比，動液面上升，日產液、日產油增加，含水下降(見表1)。

表1 WLW油藏見效井見效前后生產指標對比

1.2 見水規律

從目前全區見水井的分析結果看，孔隙型見水井占見水井總數的80%以上，表現為裂縫見水特征的井主要位于高滲帶相對發育的ZJ53井區，在所有見水井中，投產半年內見注入水的只有12口井，其余井見水周期均超過1年，最長的達10年以上，說明該區油井總體見水周期長，見水緩慢，開發效果較好。

從礦場統計來看，全區平均見水周期為45月，平均見水速度為0.55m/d。ZJ53井區平均見水周期為33月，平均見水速度為0.74m/d ，其中，角井見水速度較邊井快；ZJ60井區平均見水周期為43月，平均見水速度為0.67m/d；老區油井平均見水周期為61月，平均見水速度為0.25m/d。總體來看該區見水周期長，見水緩慢。

1.3 含水變化規律

任何一個水驅油藏，含水率與采出程度之間存在著一定的內在關系，這個關系反映了油田不同開發階段含水上升規律。根據童憲章的水驅曲線關系式[2]可推導出凸型、凸S型、S型、凹型和凹S型5種類型含水上升規律關系曲線。給定多個地質儲量(可采儲量)的理論值，可以得出多個含水與地質(可采)儲量采出程度的理論關系曲線，將實際曲線與理論曲線對比，可以評價油藏實際開發情況。

WLW油藏標定采收率為24.1%，從含水與地質儲量采出程度關系曲線上來看，實際含水與采出程度關系曲線已趨向采收率為30%的曲線，呈明顯的S型(見圖1)。與注水開發較早的其他類似油藏相比(見圖2)，該區開發效果最好。

圖1 WLW油藏含水與采出程度關系曲線 圖2 WLW油藏與其他區塊對比圖

1.4 產量遞減規律

研究產量遞減規律的常用方法是根據J.J.Arps對實際資料的統計研究。油藏進入產量遞減階段后,其產量遞減方程為:

(1)

式中，q為油藏遞減階段的產量，t；qr為遞減階段的初始產量，t；n為遞減指數；Dr為初始遞減率，%；t為時間，s；tr為遞減開始時間，s。

隨著n的取值的不同，式(1)可表現為指數遞減、調和遞減和雙曲遞減[3]。

下面，筆者突破傳統的方法，從油藏相滲曲線出發，尋找油相滲透率與含水飽和度的關系式：

Kro(Sw)=10.5(1-Sw)5.5

(2)

式中，Kro為油相相對滲透率；Sw為含水飽和度，%。

結合考慮裂縫、啟動壓力梯度的產量公式：

(3)

式中，Q為產液量，m3;Kf為裂縫滲透率，10-3μm2；Wf為裂縫寬度，m；Sw為含水飽和度，%；H為油層厚度，m；ΔP為生產壓差，MPa；E為壓差利用率；Bo為地層原油密度，kg/m3；μo為地層原油粘度，mPa·s；re為注采井距，m；rw為井筒半徑，m。

推導出WLW油藏的產量遞減關系式：

Q=10.5QoE(1+0.0126t)-1.22

(4)

式中，Qo為初期產液量，m3。

從式(4)可以看出，WLW油藏產量遞減遵循雙曲遞減規律。同時，筆者也對WLW油藏實際生產資料進行了統計，結果表明產量遞減規律同樣遵循雙曲遞減規律(見圖3)。

1.5 采液、采油指數變化規律

在不考慮流體性質隨壓力變化的條件下，采液采油指數只與油水相對滲透率有關，即儲層固有的相滲特性就決定了無因次采液、采油指數的變化規律。WLW油藏采液采油指數總體變化規律是隨含水率上升，采液采油指數下降，低含水期采液采油指數下降最快，油井見水后，采液采油指數下降趨勢減緩，含水超過60%以后，采油指數繼續下降，采液指數上升(見圖4)，表明后期仍有提液的潛力。

圖3 WLW油藏2000年老井產量變化規律 圖4 WLW油藏無因次采液、采油指數理論與實際曲線

2 開發效果評價

目前對水驅油藏開發效果的評價一般都采取針對某個開發時期，用注采井網的合理性、井網水驅控制程度、地層壓力保持水平、注水利用率等指標做一些定性的評價，這些評價指標關系復雜，指標間相互依賴，而且受控因素也較多較復雜[4-5]。因此，筆者主要從油藏固有的相滲特性出發，基于油水兩相流動的驅替理論和方法，考慮裂縫和啟動壓力梯度，利用油、水相對滲透率比值與含水飽和度的關系式，推導出油藏含水與含水上升率、含水與自然遞減的理論計算公式，再與油藏實際的含水與含水上升率、含水與自然遞減相疊加，進而來評價該水驅油藏的開發效果。

首先建立油、水相對滲透率比值和含水飽和度之間的關系式：

(5)

式中，Krw為水相相對滲透率；a，b為常數。利用該關系式計算第i點的含水率：

(6)

式中，fw為含水率，%；μw為地層水粘度，mPa；Bw為地層水體積系數；ρo為地層原油密度，kg/m3；ρw為地層水密度，kg/m3。

對式(6)求導得到相應點的含水上升率。令α=Kro+Krw，計算第i點的產量：

(7)

式中，Pe為地層壓力，MPa；Pw為井底流壓，MPa；G為啟動壓力梯度；MPa/m；β為介質變形系數。

最后計算不同含水條件下的自然遞減：

(8)

式中，Di為第i點的遞減，%；Qi為第i點的產量，t；fw，i為第i點的含水率，%；Qi-1為第i-1點的產量，t；fw，i-1為第i-1點的含水率，%。

由此可得到WLW油藏含水與含水上升率(見圖5)、含水與自然遞減理論關系曲線(見圖6)，從圖中可以看出，在不同含水階段實際的含水上升率和自然遞減均位于理論曲線的下方，綜合評價WLW油藏實際開發效果較好。

圖5 WLW油藏含水與含水上升率曲線 圖6 WLW油藏含水與自然遞減曲線

3 結 論

1)結合了低滲透油藏的相滲特征，形成了利用相滲資料來研究低滲透油藏遞減規律和油藏開發效果評價的新方法。

2)低滲透油藏由于其客觀地質原因，其見水見效特征差別較大，不同區域或同一區域的邊角井的見效特征也有所不同；研究區總體見效程度高，見效方式好，見水類型以孔隙型見水為主，見水緩慢，開發效果好。

3)研究區含水與采出程度關系曲線呈明顯的S型；采液采油指數隨含水率上升而下降，含水超過60%以后，采油指數繼續下降，采液指數上升。

4)利用相滲曲線方法對研究區評價，結果表明，在不同含水階段實際含水上升率和自然遞減均位于理論曲線的下方，綜合評價WLW油藏開發效果較好。

[1]張春生，夏長灘，程啟貴，等.靖安油田五里灣一區長6儲層孔隙結構特征[J].礦物巖石，2001，26(1):38-41.

[2] 李傳亮.油藏工程原理[M].北京:石油工業出版社,2005.

[3] 王斌， 朱圣舉， 何永宏，等. 長慶油田三疊系油藏產量遞減規律研究[J].低滲透油氣田，2007(3-4):85-88.

[4] 唐海，李興訓，黃炳光，等. 綜合評價油田水驅開發效果改善程度的新方法[J].西南石油學院學報，2001,23(6)：38-40.

[5] 王風琴，薛中天. 利用系統分析方法評價注水開發油田的水驅效果[J]. 斷塊油氣田，1998,5(3)：39-42.

[編輯] 洪云飛

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.10.023

TE357.6

A

1673-1409(2012)10-N075-04