一种水驱油藏开发效果评价新方法在渤海油田的应用

2019-01-16张宏友王美楠陈晓祺

复杂油气藏 2018年4期

张宏友,王美楠,陈晓祺,邓琪,石飞

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

水驱油藏开发效果评价贯穿于油田开发全过程，是明确油田挖潜方向,确定调整措施的重要手段。因此，客观、公正评价水驱油藏的开发效果，准确、及时发现油田开发存在问题，制定科学、合理的开发技术政策，最终实现油田高效开发，具有极其重要的现实意义。

含水率与采出程度关系曲线是评价水驱油藏水驱状况最重要的一项指标，其变化规律决定了油田未来开发指标变化趋势。近年来，国内部分学者陆续提出将实际曲线与理论图版(包括流管法和相渗曲线法)或童氏图版进行对比[1-3]，从而评价油田开发效果。如金蓉蓉提出对相渗曲线法的相渗曲线表达形式进行改进，尽可能使理论曲线更加准确；冯其红提出利用标定采收率对童氏图版进行校正，建立含水率与采出程度关系曲线，评价油田开发效果，等等。然而，理论图版存在一定假设条件，与实际油田仍存在一定差异；同时，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粘度比的控制[4-7]，而童氏图版无法反映这种油水粘度比不同引起的含水上升规律差异，因此在实际应用中受到一定限制。

从渤海油田地质油藏特点出发，根据地层原油粘度不同，将水驱油藏划分为低粘、中高粘、普通稠油(I-1级)和普通稠油(I-2级)。同时，基于油田开发资料，利用万吉业水驱曲线，建立了渤海油田不同类型水驱油藏含水率与采出程度关系曲线图版。在此基础上，引入“阶段末采出程度”新参数，按照不同油藏类型、不同含水阶段分别制定评价标准，最终形成了一种水驱油藏开发效果评价新方法。

1 含水率与采出程度关系曲线图版建立

1.1 典型开发单元选取

从渤海油田地质油藏特点以及实际开发现状出发，为更好体现不同类型水驱油藏实际含水上升规律，典型开发单元的选取遵循以下原则：

(1)注采井网较完善，注水井实施分层配注，开发方式不变。

(2)生产形势相对稳定，水驱规律明显。

(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，选取了渤海18个油田34个中高渗水驱砂岩油藏典型开发单元(见表1)。34个典型开发单元总动用储量达6.73×108m3，占渤海水驱油藏动用储量近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。

表1 典型开发单元相关参数

1.2 含水率与采出程度关系实际曲线

对34个典型开发单元，按照低粘、中高粘、普通稠油(I-1级)、普通稠油(I-2级)油藏，以月为时间单位，统计含水率与采出程度关系(见图1)。

图1 不同类型油藏含水率与采出程度关系实际曲线

从图1可以看出，对于同一类型油藏，不同开发单元含水率与采出程度关系曲线分布较为集中，且变化趋势基本一致，例如，低粘油藏整体均表现为“S型”含水上升规律，即含水上升相对较慢，中低含水采油期采出程度较高；同时，对于不同类型水驱油藏来说，随着地层原油粘度的增加，含水上升规律由“S型”逐渐过渡到“凸型-S”和“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采油期采出，也表明地层原油粘度是影响渤海油田水驱油藏含水上升规律的关键因素。

1.3 归一化处理

对图1含水率与采出程度关系实际曲线进行归一化处理，分别得到低粘、中高粘、普通稠油(I-1级)和普通稠油(I-2级)油藏归一化曲线。具体步骤如下：

(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%，…，Rmax时对应的含水率，公式为：

(1)

(2)

式中，fwj(R)为第j个开发单元在采出程度为R的含水率,%；Ri、fwi(R)为第j个开发单元的采出程度和含水率原始数据,%；li(R)为拉格朗日插值多项式；R为地质储量采出程度(0.1%，0.2%，0.3%，…，Rmax)，%；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)在对应同一采出程度下，对含水率进行求和，得到不同类型油藏含水率和采出程度归一化曲线：

(3)

图2为中高粘油藏按照上述步骤处理后，得到的含水率与采出程度关系归一化曲线。

1.4 定量化拟合

根据油水粘度比以及岩石润湿性不同，万吉业将水驱油藏含水上升规律划分为5种类型，分别是凸型、凸-S型、S型、S-凹性和凹型水驱曲线，并给出了5种类型水驱曲线的含水率与采出程度关系式[9-10]。

以中高粘油藏为例，介绍万吉业水驱曲线定量化拟合的过程。首先，根据不同类型水驱曲线的油水粘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“凸型-S”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-fw)关系曲线(见图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。最终得到中高粘油藏含水率与采出程度关系公式：

ln(1-R)=0.157 6ln(1-fw)-0.021 7

(4)

根据公式(4)绘制中高粘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(见图2)，发现两者基本重合，表明万吉业“凸-S型”水驱曲线能够很好地表征渤海油田中高粘水驱砂岩油藏含水上升规律。

图2 中高粘油藏含水率与采出程度归一化曲线

图3 中高粘油藏ln(1-R)与ln(1-fw)关系曲线

同样，利用万吉业水驱曲线分别对低粘、普通稠油(I-1级)和普通稠油(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，最终得到渤海油田不同类型水驱油藏含水率与采出程度关系拟合公式(见表2)。

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，利用表2中含水率与采出程度关系公式分别作出低粘、中高粘、普通稠油(I-1级)和普通稠油(I-2级)油藏含水率与采出程度关系曲线，最终得到渤海油田不同类型水驱油藏含水率与采出程度关系曲线图版(见图4)，图版中每一条曲线能够代表每一类型油藏平均含水上升规律，也就是不同类型水驱油藏平均开发水平，而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，可以应用该图版指导不同类型水驱油藏开发效果评价。

图4 不同类型油藏含水率与采出程度关系

1.6 开发效果评价新方法

引入“阶段末采出程度”参数，其定义为不同含水期的阶段末油田实际或预测累产油量与地质储量的比值。从图4可以看出，同一类型油藏不同含水期的“阶段末采出程度”差异较大，且不同类型油藏在相同含水期的“阶段末采出程度”差异也较大，显然，“阶段末采出程度”参数可以用来评价不同类型水驱油藏开发效果。

利用渤海油田不同类型水驱油藏含水率与采出程度关系曲线图版，按照低含水期、中含水期、高含水期和特高含水期四个阶段分别统计不同类型油藏“阶段末采出程度”数值，实际上，该数值代表了不同类型油藏不同含水期“阶段末采出程度”平均值。以“阶段末采出程度”平均值为基础，并结合实际油田采收率标定结果，上下浮动一定区间(5%左右)，处于区间范围内为二类，大于该区间范围为一类，小于该区间范围为三类，以此作为不同类型油藏开发效果评价标准。最终形成了一种水驱油藏开发效果评价新方法，显然，新方法能够客观反映渤海油田不同类型油藏、不同含水阶段水驱规律的差异，从而确保评价结果准确、可靠。

按照本文新方法，分别得到低粘、中高粘、普通稠油(I-1级)和普通稠油(I-2级)油藏开发效果评价标准分级表。以中高粘油藏中含水期为例(见表3)，当油田实际采出程度大于18%，为一类水平，表明开发效果好；当油田实际采出程度处于12%～18%，为二类水平，表明开发效果一般；当油田实际采出程度小于12%，为三类水平，表明开发效果差。需要注意的是，表3只适合渤海油田中高渗水驱砂岩油藏开发效果评价。对于其他油区来说，按照本文方法建立各自油田或油区不同类型水驱油藏、不同含水阶段“阶段末采出程度”评价标准即可。

表3 中高粘油藏开发效果评价标准分级

2 实例应用

除一些开发时间短、水驱规律不明显或生产不正常、水驱规律性差的水驱油藏之外，应用本文评价方法对渤海油田其余57个水驱油藏进行开发效果评价，评级结果：一类油藏19个，二类油藏24个，三类油藏14个。结果表明，本文新方法能够真实反映油田实际开发水平，评价结果准确、可靠，可以为油田下一步调整挖潜提供依据和方向。下面以LD-A油田2号块为例说明本文新方法的应用情况。

LD-A油田2号块含油层位为东营组东二下段，三角洲前缘亚相沉积，为高孔高渗、层状构造油藏，地层原油粘度为26 mPa·s，探明原油储量1 299.71×104m3。截止到2017年12月，共有生产井13口，注水井5口，日产油680 m3/d，综合含水率75%，采出程度30.5%。在现有井网条件下，预测当含水率为90%时，采出程度可达到42%，按照表3中高粘油藏开发效果评价标准，评价结果为一类，说明该区块开发效果好。在同一坐标系中，绘制中高粘油藏含水率与采出程度关系曲线图版以及LD-A油田2号块实际曲线(见图5)。