孤东油田馆上段油藏驱油效率计算

2014-12-24唐从见

科技视界 2014年8期

唐从见

(中石化胜利油田地质科学研究院，山东东营257015)

孤东油田经过28年的高速高效开发，目前已进入深度挖潜的阶段，同时面临着储采不平衡、稳产难度大的矛盾，要保持油田持续稳定发展，保持老区稳产是基础，提高采收率是关键。如何进一步提高采收率，归根结底是如何进一步提高驱油效率和波及系数的问题。本次就驱油效率的计算做简单研究。

1 开发单元的分类及特征

1.1 开发单元的分类

孤东油田属于整装构造油田，与断块、低渗透油藏的分类依据有所不同。一般来讲，整装构造油田构造比较平缓，断层少，油藏渗透率较高。鉴于此，有必要确定像孤东油田这种典型整装构造油田的分类原则和方法，以便更好的认识油藏、开发油藏，尤其对处于高含水后期的油田意义更大。

首先，利于灰色关联分析法和总信息量法，对影响驱油效率的因素进行分析，以确定哪些因素是影响驱油效率的主要因素，哪些因素是影响驱油效率的次要因素。

灰色关联分析法是分析每个因素与驱油效率的关联程度，求取的关联度越大，则该因素对驱油效率的影响越大，反之则越小。具体计算结果见图1，可以看出，地层原油粘度、渗透率变异系数、渗透率、小层面积与单元面积的比值等对采收率影响最大，孔隙度、地饱压差等参数对驱油效率的影响较小。

图1 驱油效率影响因素关联度柱形图

图2 驱油效率影响因素信息量柱形图

信息量分析的基本作法是，把分析对象按照某一数值标准，划分为A组和B组，对需要计算信息量的参数分别统计它们在不同变化区间射中A组和B组的频率，通过对这些射中频率的进一步计算，确定属于两个级别的分配之间的差别程度，差别程度越大，则信息量越大，对驱油效率的影响也越大。利用该方法及原理，对影响驱油效率的主要参数进行了分析，不同参数的总信息量计算结果如图2所示，可以看出，油水粘度比、渗透率变异系数、绝对渗透率是影响驱油效率的主要因素，其次是油层厚度，孔隙度、地饱压差。

信息量分析结果与灰关联度分析结果基本一致。研究认为，原油粘度、渗透率变异系数、渗透率、小层面积与单元面积的比值是影响驱油效率的主要因素。

其次，依据多参数乘积法理论，将四个参数组合起来，建立“均质系数”的概念，并以此来对油层进行分类描述。定义小层的均质系数为：

式中：Ki为绝对渗透率,m d；μi为原油粘度，m P a·s；Vi为渗透率变异系数；Ai/A小层面积/小层所在单元面积；Ni为小层地质储量，104t。

开发单元的均质系数由各小层的均质系数按储量进行加权平均得到。根据孤东油田的实践，认为均质系数不小于20的为一类单元，均质系数在10-20之间的为二类单元，举均质系数小于10的为三类单元。

1.2 不同类型单元的特征

河流相一类单元油藏地质特征：①油层平面展布系数大，主力油层大面积分布。主力油层以主河道微相沉积为主，在单元内大面积分布，因而油层平面展布状况好，展布系数大，一般平面展布系数在0.7以上。②以正韵律厚油层为主，主力小层储量集中。河流相一类单元受沉积环境影响，一般都位于主河道位置，其油层以正韵律厚油层为主，主力小层储量分布集中，一般占单元总储量的2/3以上。③油层渗透率高，原油粘度较低。油层渗透率平均3718 10-3u m2，地层原油粘度平均33.1 m P a.s，流度平均0.112 u m2/m P a.s。④层内物性差异大，非均质性严重。如孤东油田七区西N g 52+3层分3质段，上部平均渗透率1951 0-3u m2，变异系数1.4，渗透率级差高达43，中部平均渗透率2172 10-3u m2，变异系数0.42，渗透率级差1.7；下部平均渗透率4032 10-3u m2，变异系数0.36，渗透率级差1.8。

河流相二类单元油藏地质特征：①油层平面展布系数较大，主力油层呈条带状或局部连片分布。平面展布系数一般在0.6-0.7之间，如孤东油田七区中N g 4-6，平面展布系数为0.65，其主力层受相变的影响及控制，基本上呈条带状或局部连片形式分布。②厚层不突出，基本上为多层砂岩油藏。如孤东油田四区N g 5－6，共有13个小层，单砂体厚度为2.4 m-5.6 m，平均3.7 m。③油层渗透率高，原油粘度较高。油层渗透率平均2912 10-3u m2，地层原油粘度平均45.1 m P a.s。

河流相三类单元油藏地质特征：①油层平面展布系数小，油层多呈土豆状分布。河流相三类单元多处于边滩或废弃河道边缘，油层平面展布差，平面展布系数小，如孤东油田四区3-4单元展布系数仅有0.48，油层多呈土豆状分布。②各小层储量分散且规模小。油层发育薄、平面展布状况差，造成该类单元各小层储量分散且规模小，如孤东油田三区N g 3-4共10个小层，地质储量1771 04t，储量小于20104t的小层就有7个。③油层渗透率相对较低，地层原油粘度高。油层渗透率相对较低，平均1395×10-3u m2，地层原油粘度高，平均86.1 m P a.s，流度小，平均0.016 u m2/m P a.s

2 不同类型开发单元驱油效率计算

1）相渗模型法

统计了孤东油田七区西29块岩芯的驱油实验数据，根据其所在单元类别作了驱油效率分布图。图中一、二、三类单元驱油效率分布各自相对集中，具有很好的统计特性。查得一类开发单元平均驱油效率49.8%，二类开发单元平均驱油效率45.5%，三类开发单元平均驱油效率37.2%。

2）经验公式法

选用我国水驱开发中高渗油藏的驱油效率回归经验公式和俞启泰驱油效率经验公式，分别计算了几个典型的已分类单元，得到一类开发单元的平均驱油效率为49.0%-52.4%，取值50.7%，二类开发单元的平均驱油效率为44.4%-48.8%，取值46.6%，三类开发单元的平均驱油效率为36.7%-41.8%，取值39.3%。

3）实验分析法

根据室内大量实验数据，绘制了孤东油田原油粘度与驱油效率的关系曲线图版。根据不同类型单元的原油粘度可以确定各类单元的理论驱油效率。一类开发单元平均原油粘度33.1 m P a.s，对应理论图版查得其驱油效率49.5%；二类开发单元平均粘度45.1 m P a·s，对应理论图版查得其驱油效率45.2%；三类开发单元平均86.1 m P a·s，对应理论图版查得其驱油效率38%。

4）数模法

利用数模方法对一类开发单元N g 52+3和N g 63+4两个单元各选取一个数值模拟区域进行模拟，并进行了驱油效率预测，预测结果表明，这两个一类单元在含水98%时驱油效率可达46-52%。

综合取值认为：一类开发单元驱油效率为50%，二类开发单元驱油效率为45.78%，三类开发单元驱油效率为38.59%。