高耗水層帶的級別劃分方法

劉志宏，朱 奇，馮其紅，王 森，楊 勇

(1.中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257051；2.中國石油大學(華東)，山東 青島 266580)

0 引 言

國外有關水驅油田高滲透層的研究始于20世紀50年代，Brigham和Smith等人最早采用井間示蹤劑技術研究了油藏的非均質性；20世紀70年代末，Brisham和Abbaszadeh等提出了用井間示蹤劑資料解釋油藏非均質性的方法，對注水開發(fā)油田井間高滲透率條帶的認識開始向定量化方向發(fā)展。中國從20世紀80年代以來，針對高耗水層帶的研究工作先后經(jīng)歷了初始階段、發(fā)展階段和綜合研究階段。初始階段的認識主要集中于高耗水層帶的封堵和調剖劑研制方面，對其形成機理、識別和模擬等方面涉及較少；發(fā)展階段，由于高耗水層帶對油田開發(fā)的影響越來越嚴重，因此，相關研究仍主要集中于堵調技術；綜合研究階段已經(jīng)形成了對高耗水層帶進行有效封堵的系列技術，而且觀念已經(jīng)從只堵不調、只堵不驅轉變?yōu)槎抡{驅相結合。

目前來講，國內外大多數(shù)油田對水驅油藏的研究工作仍然停留在低效無效循環(huán)帶[1-3]及優(yōu)勢滲流通道[4-13]、高滲透條帶等方面，過于強調單一因素(儲層絕對滲透率)對油田開發(fā)效果的影響。針對以上問題，文中不僅考慮到儲層絕對滲透率對油田開發(fā)的影響，還考慮到特高含水后期油水相對流動能力差異急劇增大以及國際原油價格的影響因素。綜合考慮以上因素能夠更加全面、系統(tǒng)地反映出特高含水后期高耗水層帶的演化特征，對于指導油藏的開發(fā)至關重要。

1 概念模型建立

1.1 確定高耗水層帶的影響因素

形成高耗水層帶的因素包括油藏地質參數(shù)和開發(fā)參數(shù)，不同的地質參數(shù)和開發(fā)參數(shù)反映油井的出水規(guī)律不盡相同，其剩余油分布規(guī)律差異較大。文中根據(jù)勝利油田的地質和開發(fā)資料，考慮了層內滲透率級差、油藏注采強度、地下原油黏度等控制因素對高耗水層帶的影響，設計了概念模型方案(表1)。

表1 概念模型方案設計

1.2 設計正交實驗

建立符合油田實際特征的數(shù)值模型(五點法井網(wǎng))，包括正韻律模型和反韻律模型。模型參數(shù)包括：平面網(wǎng)格系統(tǒng)為50×50，網(wǎng)格步長為8 m×8 m；油藏垂向上劃分為20個小層，頂層為第1小層，底部為第20小層；縱向與橫向滲透率比值為0.1；各小層有效厚度均為0.5 m。為減少實驗次數(shù)，快速高效地總結出高耗水層帶的形成規(guī)律，設計了正交實驗方案(表2)。

表2 正交實驗方案

2 高耗水層帶界定標準的確定

根據(jù)高耗水層帶耗水量大、含水飽和度高、噸油耗水成本高等表現(xiàn)特征，確定了高耗水層帶的3個評價指標：①小層換油率與經(jīng)濟換油率比值：經(jīng)濟換油率定義為在現(xiàn)有經(jīng)濟技術條件下，單位注水量獲得的最低產(chǎn)油量；②小層流線密度與全井流線密度比值：流線密度定義為某一耗水單元單位體積的流線數(shù)量；③小層內含水飽和度與平均含水飽和度的比值。

2.1 正韻律油藏

建立符合油田實際特征的正韻律油藏模型，模擬油藏含水率分別為95%、96%、97%、98%時，分析高耗水層帶3個評價指標的變化特征，確定3個評價指標的界定標準。

2.1.1 確定換油率比值的界定標準

根據(jù)表2，統(tǒng)計出方案1～81的數(shù)值模擬結果，繪制了正韻律油藏換油率比值的變化圖(圖1)。

圖1 正韻律油藏換油率比值的變化

圖1顯示厚油層底部區(qū)域換油率比值的數(shù)據(jù)點呈現(xiàn)斷崖式下降現(xiàn)象，且厚油層底部區(qū)域數(shù)據(jù)點小于1.0；提取小于1.0的數(shù)據(jù)點，繪制出正態(tài)分布圖(圖2)，圖2中數(shù)據(jù)點個數(shù)在換油率比值大于0.4后下降的越來越緩慢。因此，劃分了換油率比值的第1個、第2個界定標準分別為1.0、0.4。在國際油價整體低迷的局勢下，換油率界定標準的確定顯得尤為重要。

圖2 正韻律油藏換油率比值的正態(tài)分布圖

2.2.2 確定流線密度比值、含水飽和度比值的界定標準

基于數(shù)值模擬結果，同樣繪制了流線密度比值、含水飽和度比值的變化圖(圖3、4)。圖3顯示，特高含水后期厚油層中部區(qū)域曲線存在“交叉”部分，厚油層底部區(qū)域曲線越來越平緩，數(shù)據(jù)點變化越來越小，因此，劃分流線密度比值的第1個、第2個界定標準分別為2.5、4.5。圖4表明，厚油層中部區(qū)域(C點)曲線存在明顯的“上翹”階段，因此，含水飽和度比值的第1個界定標準取1.0；基于麥夸特法(LM方法)，編寫計算機程序，擬合了圖5的含水飽和度公式：

y=0.805-0.568e-7.606×10-12x9.193，R2=0.9913

(1)

式中：y為含水飽和度；x為油藏小層號；R為相關系數(shù)。

為了找出正韻律油藏含水飽和度變化率最大的值，對式(1)求導得：

(2)

正韻律油藏第16小層(小層號16)對應的含水飽和度為0.6，對應的含水飽和度比值為1.4。因此，層內含水飽和度比值的第2個界定標準為1.4。

圖3 正韻律油藏流線密度比值的變化

圖4 正韻律油藏含水飽和度比值的變化

圖5 正韻律油藏含水飽和度

2.2 反韻律油藏

2.2.1 確定換油率比值的界定標準

根據(jù)表2，統(tǒng)計出方案82～162的數(shù)值模擬結果，繪制了反韻律油藏換油率比值的變化圖(圖6)以及正態(tài)分布圖(圖7)。圖6顯示反韻律油藏頂部區(qū)域數(shù)據(jù)點呈現(xiàn)急劇上升現(xiàn)象，圖7數(shù)據(jù)點個數(shù)在換油率比值大于0.4后下降地越來越緩慢，因此，劃分了換油率比值的第1個、第2個界定標準分別為1.0、0.4。

圖6 反韻律油藏換油率比值的變化

圖7 反韻律油藏換油率比值的正態(tài)分布

2.2.2 確定流線密度比值、含水飽和度比值的界定標準

圖8為流線密度比值的變化圖，其反韻律油藏中部區(qū)域曲線存在“交叉”部分，厚油層頂部區(qū)域(小層號為1～3)曲線變化平緩，因此，劃分流線密度比值的第1個、第2個界定標準分別為2.5、4.5。圖9為反韻律油藏模型含水飽和度分布柱形圖，基于麥夸特法(LM方法)，擬合了圖9的含水飽和度公式：

y=-0.326-0.073x+0.598x0.5-3(lnx)-1+ 9.196x-1，R2=0.9950

(3)

為了找出反韻律油藏含水飽和度變化率最大的值，對式(3)求導得：

(4)

圖8 反韻律油藏流線密度比值的變化

圖9 反韻律油藏含水飽和度

圖10 反韻律油藏含水飽和度比值的變化

2.3 高耗水層帶的界定標準

單元即為高耗水層帶，進而可將其細化為3個級別(表3)。

表3 高耗水層帶的發(fā)育級別

3 實際應用

勝利油田勝一區(qū)沙二1—3單元為河流相正韻律油藏，是特高含水開發(fā)期整裝油藏的典型代表。油田含油面積為19.1 km2，石油地質儲量為2 246×104t，現(xiàn)階段單元綜合含水率為95.6%。為了檢驗方法的可行性，根據(jù)高耗水層帶界定標準，對勝一區(qū)沙二1—3單元6口采油井進行了計算。表4為勝一區(qū)沙二1—3單元各參數(shù)值的分布情況。

表4 —勝一區(qū)沙二1—3單元參數(shù)

以上所有參數(shù)值可以通過實際地質模型分區(qū)獲取。利用瞬時注水量、瞬時采油量以及有效厚度可計算出各小層流線密度、各小層換油率。計算結果如表5所示。

油藏有效厚度為(L3、L21、L23、L31、L35)8.388 m。該單元有2口注水井：ST1-2-95、ST1-2-11，ST1-2-95井注水量為63.536 m3/d，ST1-2-11井注水量為56.000 m3/d，利用流線密度公式可得，ST1-2-95井流線密度為7.574，ST1-2-11井流線密度為6.676，注采單元平均含水飽和度為0.521 1。利用以上數(shù)據(jù)計算出高耗水層帶評價指標的最終結果(表6)。

表6 不同類型高耗水層帶的分布情況

由表6可知，勝一區(qū)沙二1—3單元6口采油井縱向油層多為Ⅰ級高耗水層帶和Ⅱ級高耗水層帶，高耗水層帶的連通方向是油井的受效方向。2018年對勝利油田勝一區(qū)沙二1砂組34口井開展現(xiàn)場效果應用，發(fā)現(xiàn)高耗水層帶的判識結果與實際油藏資料符合程度較高，有效率大于85%。高耗水層帶界定標準的確定為勝利油田提供了快速識別高耗水層帶的方式，為勝利油田采取不同的調控措施提供了指導方向，也為特高含水后期延長油田經(jīng)濟壽命期提供了一種新的解決思路。

4 結 論

(1) 基于勝利油田實際油藏參數(shù)以及高耗水層帶的變化特征，選取了高耗水層帶評價指標。

(2) 通過分析指標的變化特征，確定了各項指標的界定標準，并根據(jù)標準劃分了高耗水層帶的發(fā)育級別，包括Ⅰ級高耗水層帶、Ⅱ級高耗水層帶以及極端耗水層帶。當油藏指標處于高耗水層帶標準以下的即為普通耗水層帶。