利用相渗曲线判断低渗油田水淹级别——以丘陵油田三间房组油藏为例

高文君，韩继凡葛新超，段菊梅，马金兰（中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院，新疆哈密839009）

利用相渗曲线判断低渗油田水淹级别
——以丘陵油田三间房组油藏为例

低渗油田无因次采液指数和采油指数的变化特征与高渗油田相比有很大差别，因此，高渗油田水淹层的界定标准不能应用于低渗油田，否则，将影响到不同级别水淹层产能预测和合理挖潜措施的制定。为了减少水淹级别与含水开发阶段因划分界限不同而产生相互交错，使不同类型油藏或同一油藏不同储集层之间具有可对比性，提出了按含水开发阶段进行水淹级别划分，并利用相渗曲线建立了水淹级别识别、产能预测和剩余油潜力评价等方法。经丘陵油田实际应用，不同水淹层试油产水率与预测结果一致，可为其他油田提供借鉴。

丘陵油田；相渗曲线；水淹级别；划分标准；低渗油藏；产能预测；剩余油潜力评价

tion;productivity prediction;remaining oilpotentialevaluation

注水开发油田进入加密调整阶段后，如何准确判断新钻井水淹层的级别是开发工作者面临的主要问题之一，其解释精度关系到储集层射孔方案的制定及投产效果。目前，吐哈低渗主体油田已进入高含水期低速稳产开采阶段，剩余油高度分散，常规措施效果差，老井递减产量基本依靠调整井来弥补。而调整井中储集层的水淹状况差异很大，由于一直沿用大庆油田水淹层的划分标准，造成解释的弱水淹层往往投产后产油量很低，强水淹层几乎无产油量，这与大庆油田相同水淹级别所表现的产量特征有明显的差异。可见，建立低渗油田不同储集层水淹层划分标准，准确评价不同水淹级别储集层产能及潜力，对优化射孔方案、制定挖潜措施以及确保调整井获得最大产能具有重要意义。

1　存在问题

按国内划分水淹层标准，fw≤10%时，低渗油田产油指数下降幅度很大，产能相对下降也很快，而高渗油田产油指数下降幅度较小，产能相对下降较慢；在特高含水期（fw＞90%），高渗油田产油指数下降幅度增大，产能相对下降较快，而低渗油田产油指数非常小，产能相对下降较慢。因此，将大庆油田的水淹层划分标准沿用到低渗油田，不同级别水淹层所表现出来的产能变化规律与高渗油田存在明显差异。

图1　两种油藏无因次采液指数与含水率变化关系曲线

中原油田曾提出视驱油效率法对水淹层进行分级划分[2]，该划分标准是水淹级别越高，视驱油效率越低，量化确定方法主要利用测井解释含水饱和度直接代入驱油效率公式计算，但因未能表明分级含水率大小而一直未得到广泛应用。

2　水淹层划分标准改进

在注水油田开发中，国内用含水率将注水开发油田划分为不同开发阶段（图1），即无水期fw≤2%；低含水期2%＜fw≤20%；中含水期20%＜fw≤60%；中高含水期60%＜fw≤80%；高含水期80%＜fw≤90%；特高含水期fw＞90%.这一划分方法最大优点是：无论哪类油田，产能下降幅度最大通常在油田刚刚开始见水之时，含水率一般很低；进入低含水期产能下降幅度明显减缓；中含水期、中高含水期产能呈线性下降，下降幅度较小；在高含水期和特高含水期，产能再次出现较大幅度下降，产液能力迅速增大。若将这一标准移植到水淹层划分标准上，既能反映不同级别水淹层产能大小及变化规律，又能减少开发概念间划分界限的相互交错。因此，按含水阶段可将水淹层对应划分为：未水淹层fw≤2%；弱水淹层2%＜fw≤20%；中低水淹层20%＜fw≤60%；中水淹层60%＜fw≤80%；中强水淹层80%＜fw≤90%；强水淹层fw＞90%（图2）。

图2　丘陵油田Ⅱ类储集层含水率与含水饱和度曲线

3　确定水淹层级别的方法

（1）含水饱和度法矿场上对于水淹级别并非利用含水率（或产水率）来直接确定，而是利用各种测井解释数据组合进行解释或用单独数据进行预估，其中含水饱和度法比较常见[3-5]。具体过程是先建立含水率与含水饱和度变化关系，再按照水淹层划分标准，确定水淹级别。在进行含油（水）饱和度转化为含水率时，以往常常采用油水相对渗透率比值为指数式进行，但该方法拟合时在低含水饱和度或高含水饱和度偏差较大[6]。若将文献［7］中油相相对渗透率公式与水相对渗透率公式相比，并取油、水相渗指数均为Swd的一次线性函数，可得到一种精度较高的新型油水相对渗透率比值关系式：

式中Swd=(Swe-Swi)/(1-Swi-Sor).

将（1）式代入分流量方程，得

利用（2）式，可以预测储集层投产初期的含水率大小。当然也可将水淹层划定的含水率界限转化为含水饱和度界限，与测井解释含水饱和度进行对比，直接确定出水淹级别（图2）。

（2）视驱油效率法视驱油效率法其实质也是含水饱和度识别的另一种表现形式，即用测井解释含水饱和度代替驱油效率定义式中的油层平均含水饱和度，计算得到：

与含水饱和度法相比，视驱油效率法最大的特点是视驱油效率界限数值区间更大，易于识别，其不同水淹级别界限的确定仍需通过相渗曲线计算，即按含水率界限，通过（2）式，反求含水饱和度，然后再计算出视驱油效率界限，否则无法与含水率建立联系，显示出划分标准较随意而缺乏理论支持。

4　预测水淹层产能和剩余油的方法

水淹层分级确定后，矿场上要进行新钻井射孔优化方案编制，这时需要提供各层的产能预测及剩余油潜力评价，以便于油藏工程人员进行选择。

（1）预测产油（液）指数一般油田产油（液）指数评估采用相渗曲线法，即先利用相渗曲线，建立无因次采油指数与含水饱和度的对应关系：

再结合分流量方程（2）式，以含水饱和度作为中间变量，从而建立无因次采油指数与含水率的对应关系[8]。

再由驱油效率定义式确定不同水淹级别驱油效率

对（2）式求导，并结合（5）式和（6）式，可得驱油效率与含水饱和度的解析式：

（6）式与（3）式最大的差别在于，（6）式为计算油层见水后整个储集层的平均驱油效率，而（3）式计算的驱油效率只是油井出口端的驱油效率，其值往往低于前者然而，由于含水饱和度分布函数（或称含水率导数）不是含水饱和度的单调函数，利用（6）式的解析式（7）式，只能计算出高含水饱和度下的驱油效率（或含水饱和度分布函数右半部分），因此，还需对高含水饱和度下驱油效率数据进行线性或Logistic函数回归[11]（表1），再计算出低含水饱和度下驱油效率（图3）。

利用以上方法，建立了丘陵油田分类储集层水淹级别的识别、产能预测和潜力评价标准（表2）。从结果来看，Ⅰ类和Ⅱ类油层进入中水淹后，含水饱和度识别界限基本相近；中水淹前，两者识别界限出现差别，而视驱油效率识别与含水饱和度识别情况正好相反，很好地扩大了中水淹后各水淹级别界限间的差别；Ⅲ类油层无论是含水饱和度识别还是视驱油效率识别，其界限与Ⅰ类和Ⅱ类油层差别较明显。但从不同水淹阶段采出可采储量指标对比（表3），Ⅰ类油层无水期可采储量采出程度为57.27%，弱水淹阶段和中低水淹阶段为次要采油期，阶段可采储量采出程度分别为13.61%和10.82%，油层进入较高水淹阶段后，可采储量采出程度相对较低，若继续开采，需要考虑经济成本和采油速度，因为在此阶段，无因次采油指数已降到油层开发初期的4.90%以下，商业性开发已很困难；Ⅱ类油层无水期可采储量采出程度可达67.44%，弱水淹阶段和中低水淹阶段为次要采油期，阶段可采储量采出程度分别为11.13%和8.51%，油层继续注水进入水淹级别较高阶段后，同样面临比Ⅰ类油层更加严峻的问题；Ⅲ类油层无水期可采储量采出程度很高，达到91.15%，油层进入水淹级别较高阶段后，阶段可采储量采出程度很少，因此，Ⅲ类油层一旦见水，需寻求其他驱替方式采油。

表1　丘陵油田分类油层见水后油层平均含水率与出口端含水饱和度关系拟合结果

图3　丘陵油田三间房组油藏分类储集层驱油效率与含水饱和度关系曲线

5　实例分析

陵检13-211井是丘陵油田三间房组油藏2001年6月中旬完钻的一口水洗检查井，该井位于油藏构造轴部水淹程度严重的陵二中区，目的层是中侏罗统三间房组，钻遇2个油层（小层和小层）10.6m，6个水淹层（小层小层小层小层小层和小层）59.3m.同年6月29日到9月28日依次对6个水淹层进行试油（表4）。试油结束后，单采小层，投产初期日产液13.12m3，地面含水率15%，折算地层含水率为8.97%.

表2　丘陵油田三间房组油藏分类油层水淹级别识别标准

表3　丘陵油田三间房组油藏不同水淹级别可采储量采出程度对比%

利用测井资料含水饱和度和本文的计算方法确定出各小层的含水率，并与试油结果对比等5个小层计算含水率与实际含水率基本一致，而小层计算含水率与实际含水率差异较大，但仍在中低水淹级别范围之内。分析其产生的原因，小层试油时，只射单砂层底部物性较好部位，该段水淹状况相比上部严重，而测井提供数据为整个单砂层平均含水饱和度，数值低于下部射孔段含水饱和度，从而导致试油结论值略高于理论计算值[12-16]。

表4　陵检13-211井试油结果与测井资料识别结果对比

6　结论及建议

（1）本文给出了低渗油田水淹级别划分标准，可将水淹层划分为未水淹层、弱水淹层、中低水淹层、中水淹层、中强水淹层、强水淹层等6个级别。

（2）结合相渗曲线，给出了利用测井数据可以进行水淹级别识别、产能预测和潜力评价方法。

（3）丘陵油田分类储集层水淹层产能预测和潜力评价结果表明，Ⅰ类和Ⅱ类储集层为中水淹或更高水淹级别，Ⅲ类储集层为弱水淹或更高水淹级别，水驱剩余油潜力很小，产油能力也很低，需寻求其他驱替方式提高采收率。

（4）通过实例应用，本文水淹级别识别方法与现场试油结果基本一致。

（5）测井解释含水饱和度是本文水淹级别识别方法的基础参数，其精度关系到水淹级别的准确定位。因此，吐哈低渗油田需加强分类储集层精细测井解释研究工作，为储集层分段水淹状况分析提供可靠数据。

符号注释

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Using Relative Permeability Curves to Identify Sanjianfang Low Permeability Reservoirs Flooded Level in Qiuling Oilfield

Low permeability oilfields dimensionlessfluid productivity and productivity indexes variation characteristicshave very big dif⁃ference comparedwith high permeability oilfieldso high permeability oilfield waterflooded layers defined standards cannotbe applied to low permeability oil field.Otherwiseitwill affect the productivity prediction ofdifferent levels ofwaterflooded layers and the develop⁃mentofreasonablemeasures for tapping potential.In order to reduce themutual crisscrossbetween waterflooded leveland water⁃cutdevel⁃opmentstagewith differentboundariesandmake different types ofreservoirs or the same reservoirbe comparative between themthis pa⁃perproposesmethods fordetermination ofwaterflooded level limit in terms ofthewater⁃cutdevelopmentstageidentification ofthe flood⁃ed levelsprediction ofproductivity and evaluation ofremaining oilpotentials bymeans ofrelative permeability curves.The case study in⁃dicates thatby differentwaterflooded layers testingthewaterproduction rate is consistentwith the prediction resultsbeingworthy ofref⁃erence forotheroilfields.

Qiuling oilfield;relative permeability curve;waterflooded level;classification standard;low permeability reservoir;identifica

TE 331.1；P631.84

A

1001-3873（2015）05-0592-05

10.7657/XJPG20150518

2015-03-31

2015-06-01

高文君（1971-），男，陕西乾县人，高级工程师，油气田开发，（Tel）0902-2765308（E-mail）gaowj7132@petrochina.com.cn.