高耗水层带的级别划分方法

刘志宏，朱 奇，冯其红，王 森，杨 勇

(1.中国石化胜利油田分公司，山东 东营 257051；2.中国石油大学(华东)，山东 青岛 266580)

0 引 言

国外有关水驱油田高渗透层的研究始于20世纪50年代，Brigham和Smith等人最早采用井间示踪剂技术研究了油藏的非均质性；20世纪70年代末，Brisham和Abbaszadeh等提出了用井间示踪剂资料解释油藏非均质性的方法，对注水开发油田井间高渗透率条带的认识开始向定量化方向发展。中国从20世纪80年代以来，针对高耗水层带的研究工作先后经历了初始阶段、发展阶段和综合研究阶段。初始阶段的认识主要集中于高耗水层带的封堵和调剖剂研制方面，对其形成机理、识别和模拟等方面涉及较少；发展阶段，由于高耗水层带对油田开发的影响越来越严重，因此，相关研究仍主要集中于堵调技术；综合研究阶段已经形成了对高耗水层带进行有效封堵的系列技术，而且观念已经从只堵不调、只堵不驱转变为堵调驱相结合。

目前来讲，国内外大多数油田对水驱油藏的研究工作仍然停留在低效无效循环带[1-3]及优势渗流通道[4-13]、高渗透条带等方面，过于强调单一因素(储层绝对渗透率)对油田开发效果的影响。针对以上问题，文中不仅考虑到储层绝对渗透率对油田开发的影响，还考虑到特高含水后期油水相对流动能力差异急剧增大以及国际原油价格的影响因素。综合考虑以上因素能够更加全面、系统地反映出特高含水后期高耗水层带的演化特征，对于指导油藏的开发至关重要。

1 概念模型建立

1.1 确定高耗水层带的影响因素

形成高耗水层带的因素包括油藏地质参数和开发参数，不同的地质参数和开发参数反映油井的出水规律不尽相同，其剩余油分布规律差异较大。文中根据胜利油田的地质和开发资料，考虑了层内渗透率级差、油藏注采强度、地下原油黏度等控制因素对高耗水层带的影响，设计了概念模型方案(表1)。

表1 概念模型方案设计

1.2 设计正交实验

建立符合油田实际特征的数值模型(五点法井网)，包括正韵律模型和反韵律模型。模型参数包括：平面网格系统为50×50，网格步长为8 m×8 m；油藏垂向上划分为20个小层，顶层为第1小层，底部为第20小层；纵向与横向渗透率比值为0.1；各小层有效厚度均为0.5 m。为减少实验次数，快速高效地总结出高耗水层带的形成规律，设计了正交实验方案(表2)。

表2 正交实验方案

2 高耗水层带界定标准的确定

根据高耗水层带耗水量大、含水饱和度高、吨油耗水成本高等表现特征，确定了高耗水层带的3个评价指标：①小层换油率与经济换油率比值：经济换油率定义为在现有经济技术条件下，单位注水量获得的最低产油量；②小层流线密度与全井流线密度比值：流线密度定义为某一耗水单元单位体积的流线数量；③小层内含水饱和度与平均含水饱和度的比值。

2.1 正韵律油藏

建立符合油田实际特征的正韵律油藏模型，模拟油藏含水率分别为95%、96%、97%、98%时，分析高耗水层带3个评价指标的变化特征，确定3个评价指标的界定标准。

2.1.1 确定换油率比值的界定标准

根据表2，统计出方案1～81的数值模拟结果，绘制了正韵律油藏换油率比值的变化图(图1)。

图1 正韵律油藏换油率比值的变化

图1显示厚油层底部区域换油率比值的数据点呈现断崖式下降现象，且厚油层底部区域数据点小于1.0；提取小于1.0的数据点，绘制出正态分布图(图2)，图2中数据点个数在换油率比值大于0.4后下降的越来越缓慢。因此，划分了换油率比值的第1个、第2个界定标准分别为1.0、0.4。在国际油价整体低迷的局势下，换油率界定标准的确定显得尤为重要。

图2 正韵律油藏换油率比值的正态分布图

2.2.2 确定流线密度比值、含水饱和度比值的界定标准

基于数值模拟结果，同样绘制了流线密度比值、含水饱和度比值的变化图(图3、4)。图3显示，特高含水后期厚油层中部区域曲线存在“交叉”部分，厚油层底部区域曲线越来越平缓，数据点变化越来越小，因此，划分流线密度比值的第1个、第2个界定标准分别为2.5、4.5。图4表明，厚油层中部区域(C点)曲线存在明显的“上翘”阶段，因此，含水饱和度比值的第1个界定标准取1.0；基于麦夸特法(LM方法)，编写计算机程序，拟合了图5的含水饱和度公式：

y=0.805-0.568e-7.606×10-12x9.193，R2=0.9913

(1)

式中：y为含水饱和度；x为油藏小层号；R为相关系数。

为了找出正韵律油藏含水饱和度变化率最大的值，对式(1)求导得：

(2)

正韵律油藏第16小层(小层号16)对应的含水饱和度为0.6，对应的含水饱和度比值为1.4。因此，层内含水饱和度比值的第2个界定标准为1.4。

图3 正韵律油藏流线密度比值的变化

图4 正韵律油藏含水饱和度比值的变化

图5 正韵律油藏含水饱和度

2.2 反韵律油藏

2.2.1 确定换油率比值的界定标准

根据表2，统计出方案82～162的数值模拟结果，绘制了反韵律油藏换油率比值的变化图(图6)以及正态分布图(图7)。图6显示反韵律油藏顶部区域数据点呈现急剧上升现象，图7数据点个数在换油率比值大于0.4后下降地越来越缓慢，因此，划分了换油率比值的第1个、第2个界定标准分别为1.0、0.4。

图6 反韵律油藏换油率比值的变化

图7 反韵律油藏换油率比值的正态分布

2.2.2 确定流线密度比值、含水饱和度比值的界定标准

图8为流线密度比值的变化图，其反韵律油藏中部区域曲线存在“交叉”部分，厚油层顶部区域(小层号为1～3)曲线变化平缓，因此，划分流线密度比值的第1个、第2个界定标准分别为2.5、4.5。图9为反韵律油藏模型含水饱和度分布柱形图，基于麦夸特法(LM方法)，拟合了图9的含水饱和度公式：

y=-0.326-0.073x+0.598x0.5-3(lnx)-1+ 9.196x-1，R2=0.9950

(3)

为了找出反韵律油藏含水饱和度变化率最大的值，对式(3)求导得：

(4)

图8 反韵律油藏流线密度比值的变化

图9 反韵律油藏含水饱和度

图10 反韵律油藏含水饱和度比值的变化

2.3 高耗水层带的界定标准

单元即为高耗水层带，进而可将其细化为3个级别(表3)。

表3 高耗水层带的发育级别

3 实际应用

胜利油田胜一区沙二1—3单元为河流相正韵律油藏，是特高含水开发期整装油藏的典型代表。油田含油面积为19.1 km2，石油地质储量为2 246×104t，现阶段单元综合含水率为95.6%。为了检验方法的可行性，根据高耗水层带界定标准，对胜一区沙二1—3单元6口采油井进行了计算。表4为胜一区沙二1—3单元各参数值的分布情况。

表4 —胜一区沙二1—3单元参数

以上所有参数值可以通过实际地质模型分区获取。利用瞬时注水量、瞬时采油量以及有效厚度可计算出各小层流线密度、各小层换油率。计算结果如表5所示。

油藏有效厚度为(L3、L21、L23、L31、L35)8.388 m。该单元有2口注水井：ST1-2-95、ST1-2-11，ST1-2-95井注水量为63.536 m3/d，ST1-2-11井注水量为56.000 m3/d，利用流线密度公式可得，ST1-2-95井流线密度为7.574，ST1-2-11井流线密度为6.676，注采单元平均含水饱和度为0.521 1。利用以上数据计算出高耗水层带评价指标的最终结果(表6)。

表6 不同类型高耗水层带的分布情况

由表6可知，胜一区沙二1—3单元6口采油井纵向油层多为Ⅰ级高耗水层带和Ⅱ级高耗水层带，高耗水层带的连通方向是油井的受效方向。2018年对胜利油田胜一区沙二1砂组34口井开展现场效果应用，发现高耗水层带的判识结果与实际油藏资料符合程度较高，有效率大于85%。高耗水层带界定标准的确定为胜利油田提供了快速识别高耗水层带的方式，为胜利油田采取不同的调控措施提供了指导方向，也为特高含水后期延长油田经济寿命期提供了一种新的解决思路。

4 结 论

(1) 基于胜利油田实际油藏参数以及高耗水层带的变化特征，选取了高耗水层带评价指标。

(2) 通过分析指标的变化特征，确定了各项指标的界定标准，并根据标准划分了高耗水层带的发育级别，包括Ⅰ级高耗水层带、Ⅱ级高耗水层带以及极端耗水层带。当油藏指标处于高耗水层带标准以下的即为普通耗水层带。