渤海油田水驱油藏含水率与采出程度关系曲线图版建立及其应用

2018-12-19张宏友王美楠陈晓祺别梦君

石油地质与工程 2018年6期

张宏友，王美楠，陈晓祺，别梦君，肖波

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

含水率与采出程度关系曲线是表征水驱油藏含水上升规律最重要的一项指标，其变化规律决定了油田未来开发指标变化趋势。将实际曲线与关系图版进行对比，可以评价水驱油藏不同开发阶段的状况，为油田调整挖潜提供依据，因此图版的建立至关重要。目前，表征含水率与采出程度关系图版主要有理论图版[1-3]（包括流管法和相渗曲线法）和童氏图版，童氏图版是基于陆上油田中高渗水驱油藏开发中、后期含水率与采出程度关系曲线统计得到的，通常用来评价水驱油藏开发效果、指导含水率预测，因此得到广泛应用。理论研究和开发实践表明，水驱油藏含水上升规律主要受油水黏度比的控制[4-7]，如低黏油藏的曲线呈“S”型，稠油油藏的曲线呈“凸”型，两者差异大，童氏图版无法反映不同油藏类型引起的含水上升规律差异，在实际应用中受到限制。

根据地层原油黏度，将渤海油田水驱油藏划分为低黏油、中高黏油、普通稠油（I-1级）和普通稠油（I-2级）4种类型。利用万吉业水驱曲线，建立了不同类型水驱油藏含水率与采出程度关系曲线图版，更好地反映不同类型水驱油藏含水上升规律的差异，从而更加科学地指导油田开发效果评价以及潜力分析。

1 含水率与采出程度关系图版建立

1.1 典型开发单元选取

根据渤海油田油藏特点及开发现状，为更好体现不同类型水驱油藏实际含水上升规律，选取典型开发单元进行分析，开发单元遵循以下原则：

（1）选择注采井网较完善、注水井实施分层配注、开发方式不变的开发单元。

（2）选择生产形势相对稳定、水驱规律明显的开发单元。

（3）选择的开发单元不宜过大或过小。如果开发单元过小，则受到临时性因素影响的开发指标波动大，水驱规律相对较差；开发单元越大，水驱规律相对较好，但有时无法体现油藏的个体差异性。

（4）不选择井网加密、细分层系、注聚、笼统注水转变为分层注水等明显改变水驱规律的大型综合调整措施的开发单元。

（5）不选择严重偏离同一类型油藏水驱规律的开发单元。

按照上述原则，选取渤海18油田34个水驱油藏典型开发单元（表1），动用储量6.73×108m3，占水驱油藏总动用储量50%，且均进入了高含水期（含水率＞60%），因此能够代表渤海油田不同类型水驱油藏总体开发水平。

1.2 含水率与采出程度关系实际曲线

针对34个水驱油藏典型开发单元，以月度为单位，按照低黏油、中高黏油、普通稠油（I-1级）、普通稠油（I-2级）油藏，分别统计含水率与采出程度关系实际曲线（图 1）。可以看出，同一类型油藏，不同开发单元含水率与采出程度关系曲线分布较为集中，变化趋势基本一致。低黏油藏整体呈“S型”含水上升规律，即含水上升相对较慢，中低含水期采出程度较高；不同类型水驱油藏，随着地层原油黏度增加，含水上升规律由“S型”逐渐过渡到“凸-S型”、“凸型”，含水上升速度加快，中低含水期采出程度较低，大部分可采储量需要在高含水期采出。结果表明，地层原油黏度是影响渤海油田水驱油藏含水上升规律的关键因素。

表1 典型开发单元相关参数

1.3 归一化处理

图1 不同类型油藏含水率与采出程度关系实际曲线

对含水率与采出程度关系实际曲线进行归一化处理，分别得到低黏油、中高黏油、普通稠油（I-1级）、普通稠油（I-2级）油藏归一化曲线。

（1）采用拉格朗日插值法[8]，得到每个开发单元在采出程度R分别为0.1%、0.2%、0.3%、…、maxR时对应的含水率，公式为：

式中：ijR、wijfR（）为第j个开发单元的采出程度和含水率原始数据，%；wjfR（）为第j个开发单元在采出程度为R的含水率， %；R为地质储量采出程度（0.1%、0.2%、0.3%、…、maxR ），%；i为原始数据序号，最大值为m；j为开发单元序号，最大值为n。

（2）在同一采出程度下，对含水率进行求和，得到每个开发单元含水率和采出程度归一化曲线：

中高黏油藏按照上述步骤处理后，得到含水率与采出程度关系归一化曲线（图2）。

图2 中高黏油藏含水率与采出程度归一化曲线

1.4 定量化拟合

根据油水黏度比、岩石润湿性不同，万吉业水驱曲线将水驱油藏含水上升规律划分为凸型、凸-S型、S型、S-凹型和凹型5种，并给出了这5种类型水驱曲线的含水率与采出程度关系式[9-10]。

以中高黏油藏为例，介绍万吉业水驱曲线定量化拟合过程。首先，根据不同类型水驱曲线的油水黏度比适用范围以及含水率与采出程度归一化曲线实际形态，选择“凸-S型”水驱曲线进行定量化拟合。其次，在直角坐标系中，绘制 ln (1 - R )与ln(1-!")关系曲线(图3)，发现两者呈很好的线性关系，经线性回归，求得直线截距A为-0.021 7，斜率B为0.157 6，相关系数为0.985 7。最后，得到中高黏油藏含水率与采出程度关系公式：

根据式（4）绘制中高黏油藏含水率与采出程度关系拟合曲线，并与归一化曲线进行对比，发现两者基本重合，表明万吉业“凸-S型”水驱曲线能够很好表征中高黏水驱油藏含水上升规律。

同样，利用万吉业水驱曲线分别对低黏油、中高黏油、普通稠油（I-1级）、普通稠油（I-2级）油藏含水率与采出程度关系归一化曲线进行定量化拟合，得到不同类型水驱油藏含水率与采出程度关系拟合公式（表2）。

图3 中高黏油藏ln（1-R）与ln（1-fw）关系曲线

表2 不同类型油藏含水率与采出程度关系拟合公式

1.5 曲线图版建立

在直角坐标系中，根据表2中拟合公式，分别作出低黏油、中高黏油、普通稠油（I-1级）、普通稠油（I-2级）油藏含水率与采出程度关系曲线，得到不同类型水驱油藏含水率与采出程度关系曲线图版（图4）。图版中每条曲线代表不同类型油藏平均含水上升规律，即不同类型水驱油藏平均开发水平；不同的曲线也客观反映了不同类型水驱油藏含水上升规律的差异。因此，该图版可以用来指导不同类型水驱油藏开发效果评价及潜力分析。

2 实例应用

根据油田地层原油黏度，从表2中选择对应的拟合公式，绘制含水率与采出程度关系曲线图版，并将油田实际含水率与采出程度关系曲线绘制在同一直角坐标系中，用来评价油田实际开发效果。在相同采出程度下，如果实际曲线低于图版平均曲线，表示该油田含水上升速度低于同一类型油藏平均开发水平，开发效果相对较好；如果实际曲线接近图版平均曲线，表明开发效果一般；如果实际曲线高于图版平均曲线，表明开发效果相对较差。该图版已成功应用于渤海油田近 50个水驱油藏开发效果评价，评价结果客观、准确，能真实反映油田实际开发水平。本文以LD-A油田2号块为例，说明图版应用情况。

图4 不同类型油藏含水率与采出程度关系曲线图版

LD-A油田2号块含油层位为三角洲前缘亚相沉积东营组东二下段，为高孔高渗、层状构造油藏，地层原油黏度26 mPa·s，探明储量 1 299.71×108m3。截至2017年12月，有生产井13口，注水井5口，日产油680 m3，综合含水率74.5%，采出程度30.5%。根据表2中公式，建立中高黏油藏含水率与采出程度关系曲线图版，并将其与实际曲线绘制在同一直角坐标系中（图5）。由图5可以看出，实际曲线与图版平均曲线变化趋势基本一致，且实际曲线低于图版平均曲线。在采出程度30.5%时，同一类型油藏其他油田平均含水率约为90%，远高于该区块含水率，说明该区块开发效果好。实际上，目前该区块标定采收率达45%以上。