一種水驅油藏開發效果評價新方法在渤海油田的應用

張宏友,王美楠,陳曉祺,鄧 琪,石 飛

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

水驅油藏開發效果評價貫穿于油田開發全過程，是明確油田挖潛方向,確定調整措施的重要手段。因此，客觀、公正評價水驅油藏的開發效果，準確、及時發現油田開發存在問題，制定科學、合理的開發技術政策，最終實現油田高效開發，具有極其重要的現實意義。

含水率與采出程度關系曲線是評價水驅油藏水驅狀況最重要的一項指標，其變化規律決定了油田未來開發指標變化趨勢。近年來，國內部分學者陸續提出將實際曲線與理論圖版(包括流管法和相滲曲線法)或童氏圖版進行對比[1-3]，從而評價油田開發效果。如金蓉蓉提出對相滲曲線法的相滲曲線表達形式進行改進，盡可能使理論曲線更加準確；馮其紅提出利用標定采收率對童氏圖版進行校正，建立含水率與采出程度關系曲線，評價油田開發效果，等等。然而，理論圖版存在一定假設條件，與實際油田仍存在一定差異；同時，理論研究和開發實踐表明水驅油藏含水上升規律主要受油水粘度比的控制[4-7]，而童氏圖版無法反映這種油水粘度比不同引起的含水上升規律差異，因此在實際應用中受到一定限制。

從渤海油田地質油藏特點出發，根據地層原油粘度不同，將水驅油藏劃分為低粘、中高粘、普通稠油(I-1級)和普通稠油(I-2級)。同時，基于油田開發資料，利用萬吉業水驅曲線，建立了渤海油田不同類型水驅油藏含水率與采出程度關系曲線圖版。在此基礎上，引入“階段末采出程度”新參數，按照不同油藏類型、不同含水階段分別制定評價標準，最終形成了一種水驅油藏開發效果評價新方法。

1 含水率與采出程度關系曲線圖版建立

1.1 典型開發單元選取

從渤海油田地質油藏特點以及實際開發現狀出發，為更好體現不同類型水驅油藏實際含水上升規律，典型開發單元的選取遵循以下原則：

(1)注采井網較完善，注水井實施分層配注，開發方式不變。

(2)生產形勢相對穩定，水驅規律明顯。

(3)選擇的開發單元不宜過大或過小。如果開發單元過小，則受到臨時因素影響的開發指標波動大，水驅規律相對較差；開發單元越大，水驅規律相對較好，但有時無法體現油藏的個體差異性。

(4)不選擇井網加密、細分層系、注聚、籠統注水轉變為分層注水等明顯改變水驅規律的大型綜合調整措施的開發單元。

(5)不選擇嚴重偏離同一類型油藏水驅規律的開發單元。

按照上述原則，選取了渤海18個油田34個中高滲水驅砂巖油藏典型開發單元(見表1)。34個典型開發單元總動用儲量達6.73×108m3，占渤海水驅油藏動用儲量近50%，且均進入了高含水期(含水率﹥60%)，因此能夠代表渤海油田不同類型水驅油藏總體開發水平。

表1 典型開發單元相關參數

1.2 含水率與采出程度關系實際曲線

對34個典型開發單元，按照低粘、中高粘、普通稠油(I-1級)、普通稠油(I-2級)油藏，以月為時間單位，統計含水率與采出程度關系(見圖1)。

圖1 不同類型油藏含水率與采出程度關系實際曲線

從圖1可以看出，對于同一類型油藏，不同開發單元含水率與采出程度關系曲線分布較為集中，且變化趨勢基本一致，例如，低粘油藏整體均表現為“S型”含水上升規律，即含水上升相對較慢，中低含水采油期采出程度較高；同時，對于不同類型水驅油藏來說，隨著地層原油粘度的增加，含水上升規律由“S型”逐漸過渡到“凸型-S”和“凸型”，含水上升速度加快，中低含水期采出程度較低，大部分可采儲量需要在高含水采油期采出，也表明地層原油粘度是影響渤海油田水驅油藏含水上升規律的關鍵因素。

1.3 歸一化處理

對圖1含水率與采出程度關系實際曲線進行歸一化處理，分別得到低粘、中高粘、普通稠油(I-1級)和普通稠油(I-2級)油藏歸一化曲線。具體步驟如下：

(1)采用拉格朗日插值法[8]，得到每個開發單元在采出程度R分別為0.1%，0.2%，0.3%，…，Rmax時對應的含水率，公式為：

(1)

(2)

式中，fwj(R)為第j個開發單元在采出程度為R的含水率,%；Ri、fwi(R)為第j個開發單元的采出程度和含水率原始數據,%；li(R)為拉格朗日插值多項式；R為地質儲量采出程度(0.1%，0.2%，0.3%，…，Rmax)，%；i為原始數據序號，最大值為m；j為開發單元序號，最大值為n。

(2)在對應同一采出程度下，對含水率進行求和，得到不同類型油藏含水率和采出程度歸一化曲線：

(3)

圖2為中高粘油藏按照上述步驟處理后，得到的含水率與采出程度關系歸一化曲線。

1.4 定量化擬合

根據油水粘度比以及巖石潤濕性不同，萬吉業將水驅油藏含水上升規律劃分為5種類型，分別是凸型、凸-S型、S型、S-凹性和凹型水驅曲線，并給出了5種類型水驅曲線的含水率與采出程度關系式[9-10]。

以中高粘油藏為例，介紹萬吉業水驅曲線定量化擬合的過程。首先，根據不同類型水驅曲線的油水粘度比適用范圍以及含水率與采出程度歸一化曲線實際形態，選擇“凸型-S”曲線進行定量化擬合。其次，在直角坐標系中，繪制ln(1-R)與ln(1-fw)關系曲線(見圖3)，發現兩者呈很好的線性關系，經線性回歸，求得直線截距A為-0.021 7，斜率B為0.157 6，相關系數為0.985 7。最終得到中高粘油藏含水率與采出程度關系公式：

ln(1-R)=0.157 6ln(1-fw)-0.021 7

(4)

根據公式(4)繪制中高粘油藏含水率與采出程度關系擬合曲線，并與歸一化曲線進行對比(見圖2)，發現兩者基本重合，表明萬吉業“凸-S型”水驅曲線能夠很好地表征渤海油田中高粘水驅砂巖油藏含水上升規律。

圖2 中高粘油藏含水率與采出程度歸一化曲線

圖3 中高粘油藏ln(1-R)與ln(1-fw)關系曲線

同樣，利用萬吉業水驅曲線分別對低粘、普通稠油(I-1級)和普通稠油(I-2級)油藏含水率與采出程度關系歸一化曲線進行定量化擬合，最終得到渤海油田不同類型水驅油藏含水率與采出程度關系擬合公式(見表2)。

表2 不同類型油藏含水率與采出程度關系擬合公式

1.5 曲線圖版建立

在直角坐標系中，利用表2中含水率與采出程度關系公式分別作出低粘、中高粘、普通稠油(I-1級)和普通稠油(I-2級)油藏含水率與采出程度關系曲線，最終得到渤海油田不同類型水驅油藏含水率與采出程度關系曲線圖版(見圖4)，圖版中每一條曲線能夠代表每一類型油藏平均含水上升規律，也就是不同類型水驅油藏平均開發水平，而不同的曲線也客觀反映了不同類型水驅油藏含水上升規律的差異。因此，可以應用該圖版指導不同類型水驅油藏開發效果評價。

圖4 不同類型油藏含水率與采出程度關系

1.6 開發效果評價新方法

引入“階段末采出程度”參數，其定義為不同含水期的階段末油田實際或預測累產油量與地質儲量的比值。從圖4可以看出，同一類型油藏不同含水期的“階段末采出程度”差異較大，且不同類型油藏在相同含水期的“階段末采出程度”差異也較大，顯然，“階段末采出程度”參數可以用來評價不同類型水驅油藏開發效果。

利用渤海油田不同類型水驅油藏含水率與采出程度關系曲線圖版，按照低含水期、中含水期、高含水期和特高含水期四個階段分別統計不同類型油藏“階段末采出程度”數值，實際上，該數值代表了不同類型油藏不同含水期“階段末采出程度”平均值。以“階段末采出程度”平均值為基礎，并結合實際油田采收率標定結果，上下浮動一定區間(5%左右)，處于區間范圍內為二類，大于該區間范圍為一類，小于該區間范圍為三類，以此作為不同類型油藏開發效果評價標準。最終形成了一種水驅油藏開發效果評價新方法，顯然，新方法能夠客觀反映渤海油田不同類型油藏、不同含水階段水驅規律的差異，從而確保評價結果準確、可靠。

按照本文新方法，分別得到低粘、中高粘、普通稠油(I-1級)和普通稠油(I-2級)油藏開發效果評價標準分級表。以中高粘油藏中含水期為例(見表3)，當油田實際采出程度大于18%，為一類水平，表明開發效果好；當油田實際采出程度處于12%～18%，為二類水平，表明開發效果一般；當油田實際采出程度小于12%，為三類水平，表明開發效果差。需要注意的是，表3只適合渤海油田中高滲水驅砂巖油藏開發效果評價。對于其他油區來說，按照本文方法建立各自油田或油區不同類型水驅油藏、不同含水階段“階段末采出程度”評價標準即可。

表3 中高粘油藏開發效果評價標準分級

2 實例應用

除一些開發時間短、水驅規律不明顯或生產不正常、水驅規律性差的水驅油藏之外，應用本文評價方法對渤海油田其余57個水驅油藏進行開發效果評價，評級結果：一類油藏19個，二類油藏24個，三類油藏14個。結果表明，本文新方法能夠真實反映油田實際開發水平，評價結果準確、可靠，可以為油田下一步調整挖潛提供依據和方向。下面以LD-A油田2號塊為例說明本文新方法的應用情況。

LD-A油田2號塊含油層位為東營組東二下段，三角洲前緣亞相沉積，為高孔高滲、層狀構造油藏，地層原油粘度為26 mPa·s，探明原油儲量1 299.71×104m3。截止到2017年12月，共有生產井13口，注水井5口，日產油680 m3/d，綜合含水率75%，采出程度30.5%。在現有井網條件下，預測當含水率為90%時，采出程度可達到42%，按照表3中高粘油藏開發效果評價標準，評價結果為一類，說明該區塊開發效果好。在同一坐標系中，繪制中高粘油藏含水率與采出程度關系曲線圖版以及LD-A油田2號塊實際曲線(見圖5)。

圖5 LD-A油田2號塊含水率與采出程度關系曲線

從圖5可以看出，該區塊實際曲線與圖版平均曲線變化趨勢基本一致，且實際曲線一直低于圖版平均曲線，在目前含水率75%下，同一類型的中高粘油藏平均采出程度不到25%，遠低于該區塊目前采出程度30.5%，也表明該區塊開發效果好。實際上，目前該區塊標定采收率已達45%以上。

3 結論與認識

(1)渤海油田水驅油藏含水上升規律主要呈“S型”、“凸-S型”和“凸型”三種類型，地層原油粘度是影響含水上升規律的關鍵因素。

(2)為客觀反映渤海油田不同類型油藏、不同含水階段開發規律的差異，基于大量的油田開發資料，建立不同類型油藏含水率與采出程度關系曲線圖版。在此基礎上，引入“階段末采出程度”參數，按照不同類型油藏、不同含水階段分別制定評價標準，形成了一種水驅油藏開發效果評價新方法。

(3)實例應用結果表明，本文新方法評價結果準確、可靠，能夠為油田調整挖潛提供依據和方向，值得礦場推廣應用。對于其他油區來說，按照本文方法建立各自油田或油區不同類型水驅油藏、不同含水階段“階段末采出程度”評價標準即可。