水驅特征曲線在東河砂巖油藏可采儲量預測中的應用

姜翠蘋，周 飛，魯洪江

（1.西南石油大學資源與環境學院，四川成都 610500；2.塔里木油田分公司勘探開發研究院，新疆庫爾勒 841000；3.成都理工大學能源學院，四川成都 610059）

水驅特征曲線是油田常用的預測油藏開發動態和標定油藏采收率的一種重要方法。實踐表明，天然水驅或注水開發的油藏，進入中高含水開發階段以后，在開發方式不變、井網方式不變的條件下，累產油與累產水或累產油與累產液之間通常表現為一種半對數直線關系，這種關系就是常用的甲型和乙型水驅特征曲線。在油藏實施開發調整以后，直線出現拐點，變成另外一條直線。根據這種特征，結合不同油藏實際動態資料，前人已建立包括甲乙丙丁在內的十多種水驅特征曲線，并用水驅特征曲線來預測油藏生產過程中的含水率、油水產量、采收率以及可采儲量等開發指標。

1 水驅特征曲線的類型

1.1 幾種常用的水驅規律曲線

1.1.1 甲型特征曲線 累積產油量和累積產水量的關系式為：logWp＝a＋bNp

式中：Wp－累積產水量，萬噸；Np－累積產油量，萬噸；a、b－常數，無量綱。

使用該式預測油田綜合含水率達到某一經濟極限值時的可采儲量為：

式中：NR－原油可采儲量，萬噸；fWL－極限含水率。

1.1.2 乙型特征曲線 累積產油量和累積產液量的關系式為：logLp＝a＋bNp

式中：Lp－累積產液量，萬噸。

使用該式預測油田綜合含水率達到某一經濟極限值時的可采儲量為：

1.1.3 丙型特征曲線 累積液油比與累積產液量表達的水驅公式為：LpNp＝a＋bLp

1.1.4 丁型特征曲線 丁型水驅曲線法的關系式為：LpNp＝a＋bWp

2 水驅特征曲線應用

2.1 東河砂巖油藏水驅特征類型判斷

截止到2010年8月，利用東河砂巖油藏實際開發數據，按照上述公式，繪制四種水驅特征曲線（見圖1，圖2，圖3，圖4）；同時計算出達到極限含水率98%時的每種水驅特征曲線對應的可采儲量，結合東河砂巖油藏2008年上報標定可采儲量以及2010年數值模擬預測20年的結果（見表1），優選出東河砂巖油藏目前水驅特征曲線類型。

圖1 東河砂巖油藏甲型水驅特征曲線

圖2 東河砂巖油藏乙型水驅特征曲線

圖3 東河砂巖油藏丙型水驅特征曲線

2008 標定并上報可采儲量2002.32萬噸，考慮2009-2010年新鉆投產12口井、在純油區轉注3口井并建立11個注水井組的較完善的注采系統，預計可增加可采儲量300萬噸。從表1可以看出，這四種水驅特征曲線計算的可采儲量相比，丁型水驅特征曲線計算的數值最小而且誤差最大，可以判斷出東河砂巖油藏目前水驅特征曲線不符合該種水驅特征。標定可采儲量和數值模擬預測20年的可采儲量與甲型水驅特征曲線所預測的可采儲量最為接近，認為東河砂巖油藏較適合采用甲型水驅特征曲線做可采儲量預測。

表1 東河砂巖油藏四種水驅特征曲線計算可采儲量表

表2 東河砂巖油藏各分區基礎參數統計（截止到2010-08）

圖4 東河砂巖油藏丁型水驅特征曲線

2.2 預測東河砂巖油藏各分區可采儲量

從表1可知，對東河砂巖全油藏采用甲型水驅特征曲線預測的可采儲量比標定可采儲量、數值模擬預測稍微偏大，分析主要原因為：東河砂巖油藏分為純油區和兩相區，純油區注水開發，目前含水36.5%，比兩相區低10%以上,使得全油藏水驅特征曲線偏向油軸。因此，東河砂巖油藏需要進行分區可采儲量預測。

東河砂巖油藏原油物性變化較大，根據原油密度、粘度、產量、壓力、天然能量強弱、含水上升特征差異等，可以分為6個區：111 井區、4-23 井區、4-2 井區、4-15 井區、4-46 井區、4 井區，各分區具體基礎參數（見表2）。

利用甲型水驅特征曲線和遞減法預測上述分區可采儲量，結果（見表3）。其中4-2 井區和4-23 井區目前含水率低于40%，不滿足適用水驅特征曲線的條件，所以采用產量遞減規律（雙曲線遞減）預測可采儲量。從表3可以看出，在目前井網和開發方式條件下，預測整個東河砂巖油藏可采儲量2530.12萬噸，采收率為38.5%。

表3 東河砂巖油藏各分區預測可采儲量表

2.3 預測綜合含水率以及產水量

3 結論

（1）利用實際生產資料，繪出東河砂巖油藏四種水驅特征曲線，結合標定可采儲量以及最新數值模擬計算結果，認為目前東河砂巖油藏水驅特征曲線類型為甲型。

（2）根據流體性質分布、天然能量強弱、含水上升特征差異等將東河砂巖油藏劃分為6個區，對其中4個區采用甲型水驅曲線預測可采儲量，對2個區采用雙曲線遞減法預測可采儲量，進一步提高了可采儲量預測精度。

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