一种基于液油比的含水率预测方法研究与应用

叶 锋

中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010

0 前言

目前， 国内已开发水驱油藏中除低渗透油藏外，大多已进入“双高”阶段，以喇萨杏为代表的中高渗透砂岩油藏综合含水己超过90%， 以任丘为代表的裂缝性碳酸盐岩油藏综合含水、 可采储量采出程度都达90% 左右，主力油藏均已进入开发后期［1-2］。随着越来越多的油藏进入特高含水期， 准确预测含水率变化对制定油藏调整政策、改善开发效果、提升整体经济效益显得越来越重要［3］。

含水率预测方法目前主要分为数值模拟法、水驱特征曲线法、模型预测法等［4-9］。 但对特高含水期油藏，许多含水率预测方法适应性差，例如甲型和乙型水驱特征曲线在含水率超过90% 后开始上翘， 使预测精度大大降低［10］。 本文从油藏渗流规律出发，分析了无因次采油、采液指数变化规律，并且利用丙型水驱特征曲线，建立了基于液油比的含水率预测理论公式。

1 采液/采油指数变化规律分析

采液/采油指数是衡量油井生产能力的重要指标，也是油田进行产能预测和抽油机选型的重要依据之一。 某一含水率下的无因次采液指数是实际采液指数与含水为零时的采液指数之比，是评价不同含水条件下油井采液能力的指标， 它只与储层类型和油藏流体性质有关。无因次采液指数与相对渗透率的关系为［11］：

式中：fw为综合含水率，%；μo，μw分别为地层原油黏度和地层水黏度，mPa·s；JOD为无因次采油指数；JOL为无因次采液指数；kro(Sw)为油相渗透率；kro(Swi)为初始含水饱和度的油相渗透率；krw(Sw)为水相渗透率；krw(Swi)为初始含水饱和度的水相渗透率。

实验及矿场分析表明，油藏进入特高含水阶段后储层的孔隙度、渗透率、润湿性等均发生了显著变化，而这些也是影响相对渗透率的主要因素［12-14］。

以辽河油区欢喜岭油田锦16 块中高渗透油藏为例，利用计算公式以及相对渗透率曲线的实验数据，求出无因次采液/采油指数，并绘制曲线（见图1）。

由图1 可知，锦16 块随着含水率的上升，无因次采液指数逐渐升高，无因次采油指数逐渐降低，呈现3 个变化阶段：在中含水期（含水率20%～60%）以前，采液/采油指数变化幅度不大；高含水期（含水率60%～90%），采油指数大幅度下降，采液指数开始快速上升；特高含水期（含水率大于90%）， 无因次采液指数出现上升拐点后急剧上升，无因次采油指数下降幅度进一步变大。

图1 含水率和无因次采液/采油指数的关系曲线

对比各含水阶段采液/采油指数与含水率的关系曲线，随着油田所处含水阶段不同，无因次采液/采油指数变化幅度均呈上升趋势， 尤其是进入特高含水阶段以后， 无因次采液指数变化幅度明显高于无因次采油指数，即油田进入特高含水期后，对含水率变化敏感的液油比这项指标更能反映这一时期的指标变化趋势。 因次，建立液油比与产液量关系模型预测含水率变化具有重要意义。

2 液油比预测模型的理论推导

基于油田常用的西帕切夫水驱特征曲线，通过累积产油量和累积产液量等指标对时间求导数，得到年产油量、年产液量等指标，再根据液油比的定义推导出相关数学模型。

西帕切夫水驱特征曲线形式为：

式中：Lp为累积产液量，104t；Np为累积产油量，104t；a，b分别为丙型水驱特征曲线的截距与斜率。

将式（4）变形得：

将式（5）等号两边对时间t 求导数得：

式中：QO为年产油量，104t；QL为年产液量，104t。

由式（6）可知：

由式（8）可知，液油比与累积产液量呈二项式关系。

根据含水率与液油比关系可知：

将式（8）代入式（9）得含水率与累积产液量的关系式：

式（10）即为本次建立的基于液油比的含水率预测模型，是一个单调递减的函数，随着累积产液量的增加，含水上升速度逐渐减缓，符合进入稳定水驱油藏中后期含水率变化规律。

3 实例应用

锦16 块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢喜岭油田中部，开发目的层为沙河街组兴隆台油层，是一个层状砂岩边底水稀油油藏。断块于1979 年4 月开始注水开发，1992 年含水率达到83%，1999 年进入特高含水开发阶段。

利用丙型水驱曲线含水率预测方法［15］及本文提出的含水率预测方法对比，选取1992～2004 年稳定水驱阶段数据点进行拟合，再用2005～2010 年数据进行验证。

根据式（4）和丙型水驱曲线（见图2），得到锦16 块丙型水驱曲线特征公式为：

由陈元千等人［15］得到含水率预测公式为：

图2 锦16 块丙型水驱特征曲线图

根据式（8）绘制液油比与累积产液量关系曲线（见图3），得到锦16 块液油比与累积产液量二项关系式为：

图3 锦16 块液油比与累积产液量关系曲线图

则由式（10）得到含水率预测公式为：

根据锦16 块2005～2010 年实际累积产油和累积产液量，利用式（12）、（14）两种模型，分别预测含水率变化情况（见表1）。

表1 两种方法预测结果与实际值对比

由表1 可见，本文建立的基于液油比的含水率预测方法得到的预测结果相对误差在0.8%以内，而基于丙型水驱特征曲线的传统含水率预测模型预测结果相对误差在2.4%～3.9%，与实际值偏差较大，说明本文建立的新模型在特高含水期含水率预测上具有更强适应性。

4 结论

a）高/特高含水期油藏， 由于累积产油/产液量等参数已经很大，含水率对累积量的细微变化不敏感，传统预测公式预测的含水率与实际偏差较大。

b） 新建立的基于液油比含水率预测模型更加符合油藏生产实际，具有较大的推广意义。

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