水驅開發效果評價新方法及其礦場應用

賈紅兵，趙 輝，包志晶，趙光杰，毛 偉，李亞光

（1.中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江大慶163712；2.中國石油大慶油田有限責任公司第一采油廠，黑龍江大慶163000）

0 引言

油田開發效果評價在客觀評價開發現狀、發現生產中存在的問題，以及制定綜合調整措施等方面發揮著重要作用［1］，國內外學者在該領域研究中取得了許多重要成果［2-9］，并在油田開發中得到了廣泛應用［10］。陳汶濱等［11］將開發效果評價方法分為單項指標評價方法和多指標綜合評價方法兩大類。前者包括產量遞減規律［12］、含水率與采出程度關系［13］、水驅特征曲線［14］等評價方法，能夠直觀反映注水動態特征，但油藏地質方面的因素考慮較少；后者包括模糊綜合評判法［15］、灰色系統理論法［16］、系統動態法［17］等，能夠反映注水開發的系統性特征，成為目前主流評價方法［18］，不足之處一是評價結果不直觀，給定的權重比例主觀性強；二是操作不方便，有的評價方法所用參數多達十幾種［19］，準確取值難度較大，且很多方法需要編制相應的軟件或程序［20］，使推廣應用受到一定限制。

以謝爾卡喬夫公式和Arps產量遞減方程為理論依據，建立一種開發效果評價圖版，并在海拉爾盆地A區塊進行實際應用，在開發效果評價研究的基礎上，制定A區塊綜合調整措施，以期為水驅油田開發效果評價提供一種新的研究思路。

1 圖版建立

本文選用圖版形式評價，根據評價單元理想情況下的開發效果與實際開發效果對比，使不同評價單元落在圖版的不同區域，能夠形象、直觀地評價各類區塊的開發效果。

1.1 圖版建立要求

開發效果評價圖版應滿足以下3個方面的要求：①具備油藏工程或滲流理論依據，利于工程技術人員明確導致開發效果好壞的地質或開發原因；②分類結果要與動靜態特征及主要開發矛盾相匹配，對后續開發調整具有一定指導意義；③圖版需要具備較強的實用性，操作要簡單、方便，以利于推廣應用。

1.2 坐標參數

所選擇的橫、縱坐標參數，應盡可能代表更多的開發效果影響因素，同時也要具備充分的理論依據，既能反映油藏先天條件的好壞，又能反映人為因素對開發效果的影響。

1.2.1 橫坐標參數優選

蘇聯學者謝爾卡喬夫建立了采收率和幾個主要影響參數之間的關系式，該公式是目前開發方案設計中確定合理井網密度的主要方法之一［21］，即

式中：ER為油藏的預測采收率，%；ED為油藏的水驅油效率，%；a為井網指數，取決于油層物性和其中流體的性質；S為井網密度，口/km2

式（1）融合了儲層物性、流體性質、相滲特征及井網密度等因素，且參數選取比較方便，代表了油藏在上述條件下的最終采收率，能夠表征理想情況下開發效果的好壞。

井網指數決定于油層連通性、水油流度比和非均質性特征，根據國內144個開發單元或油田資料［22］得出

式中：K為空氣滲透率，mD；μo為地層原油黏度，mPa·s。

將式（2）代入式（1），可得

ER為圖版橫坐標參數，代表理想狀態下評價單元的預測采收率，并非實際值，而是以下4個方面開發因素的綜合反映。①滲透率，屬于儲層物性方面的代表性因素，常與儲層類型、孔隙孔喉特征及沉積類型等有關，可通過室內實驗測定。②地層原油黏度，屬于流體性質方面的因素，與原油組成、地層溫度及壓力等因素有關，一般通過高壓物性實驗測定。③驅油效率，屬于相滲方面的因素，與巖石類型、孔隙孔喉特征、流體性質等因素有關?？赏ㄟ^室內實驗獲得。④井網密度，屬于井網方面的因素，與技術經濟條件有關，通過實際油水井數和動用含油面積計算。

1.2.2 縱坐標參數優選

選取固定年限的采出程度作為縱坐標參數，代表評價單元的實際開發效果。該年限的確定需要參考油田多數評價單元的實際開發時間，如5 a，10 a，當然也可選取最終采收率作為縱坐標參數。

若部分評價單元開發時間不足，則根據Arps產量遞減方程的累積產量預測公式及評價單元的地質儲量，來補足該固定年限的采出程度。符合雙曲遞減、指數遞減、調和遞減規律的固定年限采出程度預測公式分別為

式中：k為評價單元所選取的固定年限，a；m為目前實際開發年限（本文中m小于k），a；Rk為第k年的采出程度，%；Rm為第m年的實際采出程度，%；Qm為第m年的年產油量，萬t；Dm為第m年的年遞減率，%；n為遞減指數，f；N為地質儲量萬t。

縱坐標參數Rk與遞減率、遞減指數等因素有關，能夠反映評價單元投入開發后所采取的開發方式和綜合調整措施對開發效果的影響。

1.3 分類原則

橫、縱坐標參數計算完成后，需合理劃分各區塊類別。采用三分法思想，即分為好、中、差3類評價開發效果。分類原則有2個方面：一是根據橫、縱坐標參數范圍，在最大和最小范圍內，取整數界限并盡可能地均分；二是根據分類單元數量，盡可能均分，避免某一類別過多或過少。

1.4 圖版建立

根據分類原則，將評價單元分成3類。越靠近圖版右上方，代表評價單元的開發效果越好，越接近圖版左下方，代表評價單元的開發效果越差，相同的地質開發條件下，評價單元與原點連線的斜率越大，說明采出程度越高，開發效果越好。

2 應用實例

2.1 區塊概況

海拉爾盆地A區塊為斷塊油藏，構造圈閉多以斷鼻、斷塊為主，區內斷層發育，斷層密度為2.6條/km2，地層傾角較大，平均為16.0°。自下而上發育T，N1，N2共 3 套油層，主力層位為 T，砂巖、砂礫巖均有發育，整體上屬于低滲—特低滲儲層，平均滲透率為7.8 mD。原油流動性較好，地層原油黏度為2.0 mPa·s。A區塊采用邊部結合點狀注水方式，井距為180～280 m，受經濟條件制約，采用一套層系開發，目前單井產量為4.8 t/d，綜合含水率為55.8%，采出程度為5.6%。

2.2 開發效果分類

海拉爾盆地A區塊主要發育低滲透復雜斷塊油藏，計算的井網指數公式系數與式（2）存在一定差異。根據A區塊實際動靜態開發資料，校正后該油田井網指數公式為

A區塊共有19個斷塊投入注水開發，注水時間為3～5 a，因此選擇5 a采出程度為縱坐標，注水不足5 a的斷塊，按照式（4）—（6）進行預測。根據表1中各斷塊空氣滲透率、地層原油黏度、井網密度、驅油效率參數，應用式（8）計算橫坐標。

表1 各斷塊評價參數Table 1 Evaluation parameters for each block

根據圖版分類原則，建立A區塊開發效果評價標準，將開發效果分為Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類3種類型（分別對應好、中、差3類），具體評價標準如表2所列。

表2 A區塊開發效果評價標準Table 2 Evaluation standard of development effect for blockA

在橫、縱坐標計算和開發效果評價標準建立的基礎上，根據圖版建立方法，建立A區塊開發效果評價圖版（圖1），將19個注水斷塊開發效果劃分為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類?？拷鼒D版右上方的a 34等5個斷塊為Ⅰ類斷塊，開發效果最好；圖版中部的a 3等7個斷塊為Ⅱ類斷塊，開發效果中等；左下方的a 28等7個斷塊為Ⅲ類斷塊，開發效果最差。

圖1 注水開發效果評價圖版Fig.1 Evaluationchartofwaterfloodingdevelopmenteffect

表3為各類斷塊的地質和開發參數對比，從對比結果看，開發效果評價結果的區分度較高。從Ⅰ類斷塊到Ⅲ類斷塊，油藏埋深逐一加深，空氣滲透率、有效厚度等5種其他地質參數均為規律性減小，注入壓力逐一加大，井網密度、單井日產油等5種其他開發參數均為規律性減小，說明該方法能夠合理區分各類斷塊，評價結果也符合對油藏的地質及開發認識。

Ⅰ類斷塊儲層物性好，整體注采狀況較好，但a 34，a 12和a 38斷塊與原點連線的斜率明顯低于整體斜率，開發效果比預期差。主要有2個方面的原因：一是斷層下盤儲量動用差。開發初期構造落實程度低，開發井位普遍與斷層保持了50～100 m的距離，而高部位恰是有效厚度最發育的區域，在50 m以上，開發井距離斷層較遠造成現有井網難以控制斷層下盤儲量；二是注水方向單一，油水井數比偏高。由于斷塊地層傾角大，初期采用邊部注水，加上內部斷層遮擋，造成目前以單向水驅為主；同時斷塊油水井數比偏高，達到3.2∶1，注水井負擔重，部分井區單井注水量超過100 m3/d，強注、強采造成局部井區水淹。

表3 注水開發效果評價結果Table 3 Evaluation results of water flooding development effect

Ⅱ類斷塊整體注水受效，但斷塊邊部儲層物性差的井區注水困難，如a 19斷塊邊部空氣滲透率為3.7 mD，受效井比例為27.3%。由于層間非均質性強，a 69和a 13斷塊砂礫巖井區含水率上升快，年含水率上升速度超過11.2%。以上3個斷塊與原點連線斜率低于Ⅱ類斷塊平均水平。

Ⅲ類斷塊整體注水困難，儲層物性最差，未建立有效驅動，注水受效井比例為22.8%。該類斷塊均是外圍零散小斷塊，儲量和產量規模均較小，分別占油田的10.5%和5.1%，平均單井日注水6.9 m3/d，5 a采出程度僅3.3%。

2.3 開發特征及動態驗證

以上應用開發效果評價圖版將A區塊開發效果分為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類3種類型。下面從產量遞減規律、含水率與采出程度關系、注采壓差3個方面，研究3種類型油藏的開發特征，并對圖版法評價結果進行動態驗證。

2.3.1 產量遞減規律

根據Arps產量遞減方程，區塊實際動態數據擬合結果表明，3種類型區塊均符合雙曲遞減規律。從圖2可以看出，從Ⅰ類斷塊至Ⅲ類斷塊，產量遞減逐一加快，開發效果逐一變差，初期遞減率從17.5%/a增加至31.1%/a，遞減指數從0.512減小至0.130，因此新方法對產量遞減特征的區分明顯，分類結果與產量遞減規律的匹配性良好。造成產量遞減逐一加快的根本原因是儲層物性逐漸變差，空氣滲透率從18.4 mD降低為2.9 mD，滲流能力降低，驅油效率和產量降低，造成注水受效差、產量遞減快。

圖2 產量遞減曲線Fig.2 Production decline curves

2.3.2 含水率與采出程度的關系

應用童氏校正圖版，研究含水率與采出程度的關系?？紤]低滲—特低滲透油藏后期提液潛力有限，根據油田實際技術、經濟參數，計算A區塊的極限含水率為90%，根據該值預測該區塊的采收率。從圖3可以看出，3種類別斷塊含水率與采出程度關系的規律性較好。Ⅰ類斷塊開發效果最好，相同采出程度下，含水率上升最慢，目前技術、經濟條件下，預測采收率為22.6%；Ⅱ類斷塊開發效果次之，但由于a 69和a 13斷塊含水率上升快，目前已經偏離預測采收率16.3%的理論曲線；相同采出程度條件下，Ⅲ類斷塊含水率上升速度最快，開發效果最差，但由于整體注水困難，目前主要是低產液含水，油井產水主要為地層水和壓裂液，應用童氏校正曲線適用性差。

2.3.3 注采壓差對比

從圖4可以看出，Ⅰ類斷塊由于儲層物性好，注采壓差最小，基本不存在注水困難的問題，注采壓差在30 MPa以下；Ⅱ類斷塊注水壓差次之，但由于邊部井區注水困難，目前注采壓差已經達到38 MPa；Ⅲ類斷塊儲層物性最差，注采壓差最大，整體上注水困難，注采壓差逐年上升，目前已經超過40 MPa。新方法對3種類別斷塊的注采壓差的區分度較好，分類結果也符合對油藏的動態認識。

圖3 含水率與采出程度關系Fig.3 Relationshipbetweenwatercutand recoverydegree

圖4 注采壓差變化Fig.4 Variety of injection-production differential pressure

2.4 綜合調整措施制定

在開發效果分類評價基礎上，分析了3種類別斷塊面臨的主要開發問題，從而指導制定了對應的調整對策，并提出了具體的工作量，實施后取得了良好的效果（表4）。

對于Ⅰ類斷塊，針對高部位斷層下盤儲量動用程度低的問題，優選有效厚度超過50 m、投產第一年產量超過10 t/d的井區，開展斷層附近挖潛，部署21口開發井，建產能5.4萬t，初期采油井單井產量11.2 t/d；針對水驅方向單一，油水井數比偏高的問題，轉注高含水率且高產液井16口，改變水驅方向，油水井數比降為2.2∶1，新增注水受效井26口，年增油1.56萬t，年減少無效注水23.4萬m3。

對于Ⅱ類斷塊，針對低部位井區未建立有效驅動的問題，選擇初期產量在10 t以上的井區，進行井網加密，注水受效井比例由加密前的36.4%提高至82.3%，單井產量由加密前的2.1 t/d提高到5.2 t/d；針對a 69等砂礫巖斷塊含水率上升快的問題，實施注聚調剖6口井，措施井區含水下降14.9%，單井增油1.9 t/d。

對于Ⅲ類斷塊，針對整體注水不受效，有效動用難度大的問題，優選a 78斷塊開展壓驅試驗，實施后采油井注水見效比例從28.6%增加到71.4%，初期單井增油2.9 t/d，注水井單井增注0.21萬m3。

本文提出的開發效果評價圖版主要適用于注水開發油田，尤其適用于開發單元多、地質條件復雜、難以準確錄入過多參數以及開發效果差別大的小斷塊油藏。

表4 分類綜合調整措施Table 4 Comprehensive adjustment measures

3 結論

（1）考慮儲層物性、流體性質、驅油效率、井網密度、采出程度等因素，依據謝爾卡喬夫公式和Arps產量遞減方程，建立了一種開發效果評價圖版，具有應用簡單、評價結果直觀形象等優點。

（2）越靠近圖版右上方，評價單元的開發效果越好；越接近圖版左下方，評價單元的開發效果越差；同一類別評價單元與原點連線的斜率越大，說明相同的地質開發條件下，采出程度越高，開發效果越好。

（3）根據實際區塊的動態資料，從產量遞減規律、含水率與采出程度關系、注采壓差3個方面驗證了新方法的評價結果與實際開發特征相匹配，符合對油藏的動靜態認識。