海上油田加密调整采收率评价方法分析*

马奎前 刘英宪 刘宗宾 周海燕 杨静

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院)

海上油田加密调整采收率评价方法分析*

马奎前 刘英宪 刘宗宾 周海燕 杨静

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院)

结合渤海S油田加密调整开发实例，分析了海上油田加密调整采收率评价方法，结果表明:受工程设施处理能力的限制，运用水驱曲线法评价海上油田开发中后期的采收率时需要考虑产液量的影响;而在海上油田加密调整后运用水驱曲线法评价采收率时，应首先确定油田是否处于稳定水驱状态，进而决定是否校正水驱曲线的直线段，以保证预测结果的科学合理。本文成果可以为海上其他油田调整设计及评价提供参考与借鉴。

海上油田加密调整采收率评价渤海S油田

对于处于开发中后期的油田而言，综合调整是改善其开发效果的重要手段之一［1］。2006年，我国海上油田首次整体加密调整工作开始在渤海S油田实施，探索出了一整套海上油田加密调整方法和模式［2］，并取得了显著效果，其中采收率评价是油田进行加密调整前后必不可少的一项重要工作。然而，在对渤海S油田综合调整前后采收率评价过程中发现常用的水驱曲线法并不能很好地应用于海上油田，为此提出了适合海上油田开发特点的水驱曲线评价采收率方法，并结合油田实例说明了海上油田加密调整前后合理选择采收率评价方法的重要性。本文成果可为海上其他油田加密调整采收率评价提供技术支持。

1 S油田地质油藏特征

渤海S油田纵向主要发育14个含油层系，均位于东营组。该油田储层为三角洲相沉积，发育稳定且物性较好，平均渗透率在2 000 mD以上，孔隙度在30%左右，属于典型的高孔高渗砂岩油藏，平均地下原油粘度为175 mPa·s，但油田边部原油粘度高达350 mPa·s以上。按照开发方案设计，S油田Ⅰ期作为开发试验区于1993年投产，采用反九点面积注水开发，井距为350 m，设计开发井数为64口，但受海上油田投资以及工程设施限制，油田采用一套层系合注合采开发。在油田Ⅰ期开发的基础上，S油田Ⅱ期在2000年陆续投产，进入全面开发阶段。从海上油田加密调整试验的角度出发，S油田的加密调整以Ⅰ期为试验区率先实施。

2 S油田整体加密调整方案的确定

为了改善S油田进入中高含水阶段的开发效果，提高采油速度和采收率，通过剩余油研究、方案优选，确定采用油井间全面加密定向井方式进行调整，调整后油田井网由反九点井网转换成为行列井网，如图1所示。

图1 渤海S油田调整井位示意图

按加密方案设计，共加密调整井52口，以定向井为主。考虑到海上油田调整仍然受到工程设施处理能力及经济因素制约，调整井及老井均需要具有一定的产量才能使海上油田开发具有较高的经济性，所以本次调整未进行全面细分开发层系，而只在防砂过程中细分防砂段，为后期细分开发层系预留实施基础。调整井于2009年底陆续实施，截至2011年已实施调整井48口，已基本调整完毕。

3 S油田加密调整前采收率计算

采收率评价是油田调整方案成功与否的重要衡量指标，加密调整前采收率计算是否合理、准确，这关系到油田调整的必要性和调整目标的确定。目前采收率研究除了数值模拟方法以外，水驱曲线法也是重要方法之一。常用的水驱曲线有4种，分别为甲、乙、丙、丁型水驱曲线，用任意一种水驱曲线都可以对油田采收率进行评价［3］。但是，海上油田特别是海上稠油油田开发后期受海上工程设施的处理能力限制，势必影响到油田的采收率，若不考虑产液处理能力的影响，加密调整前计算获得的采收率必然偏乐观，进而影响对油田调整必要性的评价。综合分析各种水驱曲线特点，本次对S油田调整前采收率计算采用了限液量的水驱曲线方法。

以甲型水驱曲线为例，水驱曲线的表达式为

lg Wp=a+bNp(1)

式(1)中:Wp为油田累积产水量，万m3;a、b为常数，由实际数据回归获得;Np为累积产油量，万m3。

若考虑油田最高液处理能力为Lmax=常数，第t年累积产水量为Wpt、累积产油量为Npt，第t+1年的年产油量为Q、年产液量为L=Lmax=常数，则式(1)变形为

lg(Wpt+Lmax－Q)=a+b(Npt+Q)(2)

方程(2)中只有Q为未知量，解方程(2)即可预测限液条件下逐年产量，至含水率为98%时可计算油田限液条件下的采收率，即为油田加密综合调整前的采收率。

以S油田Ⅰ期为例，截至2009年底累积产水2 199万m3、累积产油为2 165万m3，结合水驱曲线获得的系数便可以利用方程(2)获得限液条件下的油田产量，如图2所示。

图2 渤海S油田Ⅰ期调整前限液量的水驱曲线预测结果(甲型)

利用文献［4］提供的方法可以确定S油田Ⅰ期加密调整前采收率为29.2%，而调整前S油田I期海上平台设施液处理能力上限为11 000 m3/d，实际生产已经接近该极限，很显然该采收率计算未考虑海上工程设施处理能力受限对采收率的影响，因此需要在考虑液量受限的条件下计算油田采收率，才能更符合海上油田开发实际。

按照考虑液量受限影响的水驱曲线法，预测含水至98%时S油田Ⅰ期采收率为24.5%，与不考虑液量受限影响时计算的采收率29.2%相比，二者之间的差异是明显的，这表明在计算进入开发中后期的海上油田采收率时需要考虑液量受限的影响。

4 S油田加密调整后采收率计算与校正

加密调整后，由于加密井同时改变了注采井网，水驱曲线一般会发生偏折，评价综合调整效果时一般会将水驱曲线的偏折程度作为加密调整效果的评价内容之一［5］。S油田调整井实施后水驱曲线也发生了明显的偏转，而且调整后的水驱曲线线性相关性也较好，如图3所示。

图3 渤海S油田Ⅰ期调整前后甲型水驱曲线变化

根据调整后的直线段的斜率和截距对S油田Ⅰ期的动用程度和采收率进行了计算，计算结果如表1所示。从表1可以看出，若以此直线段进行计算，采收率达到了46.7%，而水驱动用程度已经超过了100%，这很显然是不合理的，因此需要重新认识该水驱直线段的合理性并对直线段进行修正。

表1 渤海S油田Ⅰ期调整前后采收率对比

为分析调整后水驱曲线法预测出现偏差较大的原因，将水油比与累积产油量关系曲线(乙型曲线)与甲型曲线绘制在同一张图内，如图4所示。从图4可以看出，在S油田综合调整实施以前的阶段(2007—2009年)内，甲型曲线与乙型曲线基本呈现相同的斜率，这符合文献［6］关于稳定水驱条件下甲型与乙型水驱曲线关系的论述，表明在该阶段内油田处于稳定水驱状态;而在该油田进行综合调整阶段后，很明显乙型水驱曲线的斜率要远小于甲型水驱曲线，这是由于调整方案的实施使油田综合含水下降，打破了原有的稳定水驱状态，虽然该阶段的水驱曲线直线段具有较高的相关性，但该阶段运用甲型曲线计算的预测结果并不合理。

图4 渤海S油田Ⅰ期调整前后甲型曲线与乙型曲线对比

文献［7］给出了不稳定水驱条件下的采收率计算方法，其思路是利用稳定水驱甲型与乙型曲线直线段斜率一致的特点，求得稳定水驱条件下的直线段斜率。利用该文提供的思路，对S油田Ⅰ期不稳定水驱条件下的水驱曲线进行了校正，校正结果如表2所示。由表2可以看出，经过校正后S油田水驱采收率由46.7%降至37.3%，与经过拟合后的油藏数值模拟预测的采收率结果(34.6%)相差不大，可以认为该结果具有一定的可信性。

表2 渤海S油田I期调整前后采收率对比(修正水驱直线段)

5结论

(1)海上油田综合调整评价采收率时，应尽量考虑海上工程设施处理能力的影响，以使评价结果更加可信。

(2)油田加密调整会影响稳定水驱状态，导致稳定水驱的直线段预测结果不合理，因此油田调整后运用水驱曲线进行采收率评价时，首先应确定油田是否处于稳定水驱状态，进而决定是否对水驱曲线直线段进行修正，以保证预测结果的科学合理。

［1］张继成，梁文福，赵玲，等．喇嘛甸油田特高含水期开发形势分析［J］．大庆石油学院学报，2005，29(3):23-25．

［2］张凤久，罗宪波，刘英宪，等．海上油田丛式井网整体加密调整技术研究［J］．中国工程科学，2011，13(5):34-40．

［3］林志芳，俞启泰．水驱特征曲线计算油田可采储量方法［J］．石油勘探与开发，1990，17(6):64-71．

［4］国家石油和化工局．石油可采储量计算方法［S］．北京:石油工业出版社，1999-10-01．

［5］俞启泰．关于如何正确研究和应用水驱特征曲线——兼答《油气藏工程实用方法》一书［J］．石油勘探与开发，2000，27(5): 122-126．

［6］陈元千．水驱曲线关系式的推导［J］．石油学报，1985，6(2):69-77．

［7］俞启泰．逐年计算水驱油田可采储量方法［J］．石油勘探与开发，1996，23(2):52-56．

(编辑:孙丰成)

An analysis of the recovery-ratio evaluation method during infill and ad justment development in offshore oilfields

Ma Kuiqian Liu Yingxian Liu Zongbin Zhou Haiyan Yang Jing
(Bohai Oilfield Exploration and Development Research Institute，Tianjin Branch of CNOOC Ltd．，Tianjin，300452)

In combination with the case of infill and adjustment development in S oilfield，Bohai water，the method of recovery-ratio evaluation during infill and adjustment development in offshore oilfields was analyzed．The results have shown that it is necessary to consider the impacts of liquid production when evaluating recovery ratio during the middle-late development in offshore oilfields by using an approach of water-drive curve，due to the treatment ability limitations of engineering facilities，and that when evaluating recovery ratio after the infill and adjustment development by using an approach of water-drive curve，it should be first determined whether the oilfield is in a stable water-drive state，and then decided whether to correct the linear portion of water-drive curves，so as to assure the scientific and reasonable prediction results．All these may provide a reference to planning and evaluating the adjustment development in other offshore oilfields．

offshore oilfield;infill and adjustment;recovery-ratio evaluation;S oilfield in Bohai water

*国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”子课题“海上油田丛式井网整体加密及综合调整油藏工程技术应用研究(编号: 2011ZX05024-002-007)”部分研究成果。

马奎前，男，高级工程师，从事油气田开发科研和管理工作。地址:天津市塘沽区609信箱(邮编:300452)。

2012-07-17