水驱特征曲线在低渗透油藏开发中的应用

2020-01-14王柏力江海英孙秋分戴传瑞

特种油气藏 2019年6期

王柏力，冯乔，江海英，孙秋分，戴传瑞

(1.中国石油杭州地质研究院，浙江杭州 310000； 2.中国石油吉林油田分公司，吉林松原 138000)

0 引言

随着勘探开发不断深入，低渗透油藏已经成为油气开发建设的主要目标。由于低渗透储量发现和探明时间较晚，大部分油藏都处在开发初期或中期阶段，开发后期的油藏相对较少，并且现有的含水率预测、采收率计算方法主要为中高渗透油藏资料统计规律，低渗透油藏资料应用相对较少[1-5]。随着低渗透油藏储量开发规模的逐步扩大，油气生产资料的不断丰富，各种开发规律逐渐显现出来，特别是中石油低渗透类比油藏序列的建立，为低渗透油藏水驱开发规律研究提供了大量的地质和开发资料。在总结前人成果和分析研究30个低渗透类比油藏资料的基础上，应用丁型水驱特征曲线，采用数理统计和理论推导，建立了低渗透油藏含水率与采出程度关系新图版。应用结果表明，该图版实用可靠，能够有效的预测低渗透油藏含水率、采收率等开发指标。

1 低渗透类比油藏资料分析

在多年研究实践的基础上，提出SEC准则下类比油气藏的建立原则、方法，编制相应的技术规范，组织建立中国石油类比油藏序列。针对低渗透油藏地质和开发特点，由不同级别低渗透类比油藏序列中，优选出地质和开发资料可靠、具有一定规模、井网基本完善、注水方式合理、开发时间较长、水驱规律性较好、采收率标定合理的30个油藏(其中12个低渗透油藏，18个特低渗和超低渗油藏)作为低渗透油藏含水率与采出程度关系新图版建立的统计资料(表1)。低渗透油藏主要分布在长庆、吉林、大庆、新疆、大港、华北等油区，油藏渗透率K为0.7～44.6 mD，平均为4.4 mD。表1中的石油地质储量N、可采储量NR和采收率ER在类比油藏建立时都经过了公司相关专家的审查核实，石油地质储量准确可靠，可采储量标定依据充分，结果合理。

研究表明，低渗透油藏水驱特征曲线直线段的出现要早于中高渗透油藏，水驱规律基本符合丁型水驱特征曲线类型[6-16]。对30个低渗透油藏资料研究表明：丁型水驱特征曲线出现的直线段较早，直线段含水率fw最低为15.6%，最高为49.9%，平均在30%左右；标定采收率相对较低，一般为15%～25%，平均为18%左右。表1中a、b的值是由丁型水驱特征曲线公式结合可采储量标定结果，选取开发规律性较好的直线段回归求得，a一般为1.000 0～2.000 0，平均为1.381 0，b的倒数B与地质储量N存在4.5倍左右的关系。

表1 低渗透类比油藏及丁型水驱特曲线参数

2 低渗透油藏含水率与采出程度关系图版建立

2.1 水驱控制储量计算

水驱控制储量是研究油藏水驱开发规律的重要参数[17-22]，是含水率与采出程度关系图版建立的基础，直接影响到油藏采出程度的计算。绘制各油藏斜率倒数与其相对应地质储量的关系(图1)，经线性回归，得到相关系数为R2=0.999 4，经验公式为：

N=4.5B

(1)

由图1可知，地质储量与丁型水驱特征曲线斜率倒数B呈很好的正比例线性关系，回归精度较高。由表1可知，应用式(1)计算的水驱控制储量与石油地质储量对比相对误差较小，误差基本在10%以内，符合程度较高，可用于开发中后期低渗透油藏水驱控制储量计算。

图1 N与B关系曲线

2.2 含水率与采出程度关系公式推导

丁型水驱特征曲线是累计液油比与累计产水量之间的关系曲线，在1972年由前苏联学者纳扎洛夫以经验公式形式提出[23-24]，其表达式为：

(2)

累计产油量与含水率的关系式为：

(3)

最终可采储量为：

(4)

式中：Wp为累计产水量，104t；Np为累计产油量，104t；Lp为累计产液量，104t；fwo为极限含水率，%。

式(4)减去式(3)整理得：

(5)

又已知NR=NER，Np=NRo，将其代入式(5)可得：

(6)

式中：Ro为采出程度，%。

当极限含水率为98%时，式(6)可变形为：

(7)

将式(1)代入式(7)后变形可得含水率与采出程度关系式：

(8)

2.3 含水率与采出程度关系图版建立

选定7种不同的采收率，利用式(8)计算出不同采出程度下含水率，建立含水率与采出程度关系图版(图2)。其中，a取30个类比油藏平均值1.3810。该图版是多个低渗透油藏含水率与采出程度统计规律，代表低渗透油藏开发总体的水驱变化情况，反应油藏开发的平均水平。因此，将油藏开发的实际采出程度与对应的含水率绘制在该图版上，可以根据实际曲线变化趋势与图版的拟合情况和指向，确定采收率，预测油藏含水率变化等开发指标。

图2 低渗透油藏含水率与采出程度关系新图版

3 低渗透油藏含水率与采出程度关系图版特征分析

3.1 含水率变化特征分析

建立的含水率与采出程度关系新图版，是由丁型水驱特征曲线公式推导，并结合30个低渗透类比油藏水驱参数综合取值求得，描述的是一组不同采收率条件下的含水变化规律曲线，由图2可知，图版遵循含水率与采出程度的“凹”型变化规律。随着油藏采出程度的不断提高，含水率上升速度逐渐加快，表现出开发前期含水上升缓慢、后期快速上升的特点，可采储量大部分在低含水阶段采出。由于新图版是多个油藏含水率与采出程度统计规律，因此，与相渗理论曲线推导的含水率变化规律有一定差异，主要表现在采油初期。油藏初期含水率与实际偏差较大，因为油藏开发初期没有形成稳定的水驱规律，受油藏开发调整工作量影响较大。由图版可知，采收率越低，油藏初期含水率越高，反之，采收率越高，油藏初期含水率越低。

3.2 采收率变化特征分析

由新图版建立原理可知，预测的水驱控制储量(4.5B)是图版采出程度计算的基础，直接影响到油藏的最终采收率。由于油藏开发后储量动用程度不同，导致水驱预测的控制储量与实际计算动用储量有一定差异。如果水驱预测的控制储量小于动用地质储量，说明油藏水驱控制储量程度低，新图版预测的采收率要比实际偏小；反之，预测的水驱控制储量大于动用地质储量，新图版预测的采收率比实际偏大；当水驱控制储量与动用储量吻合时，表明预测的采收率符合油藏实际开发效果。由图2可知，油藏初期含水越高，预测采收率越低，随着初期含水率下降，预测的采收率不断提高。

3.3 图版验证

童氏含水率与采出程度关系图版是由甲型水驱特征曲线推导求得，是中、高渗透油田开发中、后期含水率与采出程度统计规律，是一种常用的含水率预测方法[25-27]。为验证图版可靠性，选取开发时间较长的3个低渗透油藏(新立老区、安塞坪北和华池华201)，采用动态法标定其采收率分别为17.1%、27.6%、30.2%，将3个油藏的实际含水率和采出程度的数据绘制在童氏图版上(图3)。由图3可知，3个油藏的含水变化规律不符合童氏图版，预测的采收率分别为27.0%、37.0%、42.0%，与实际标定的采收率相差较大。将这3个油藏的实际含水率和采出程度的数据绘制在低渗透油藏含水率与采出程度关系的新图版上(图4)，由图4可知，3个油藏的含水变化规律符合新图版，预测的采收率分别为17.0%、27.0%、30.0%。

图3 童氏含水率与采出程度关系图版

图4 3个低渗透油藏含水率与采出程度关系图版

3.4 图版的应用条件分析

应用新图版时，油藏渗透率应小于50 mD，历史开发动态资料应齐全，其数据及可靠性才足以确定合理的水驱规律，由于丁型水驱特征曲线出现的直线段早于其他水驱曲线类型，一般含水率大于30.0%后可以应用。

新图版适用于开发调整工作量较小，含水率随采出程度变化规律较好，与图版中曲线趋势拟合程度较高的油藏。而对于开发调整较频繁、含水率随采出程度变化较大的油藏，可利用该图版判断开发调整的阶段效果。

4 应用实例

以新疆油区A油藏为例，应用油藏累计产油量、累计产水量等实际生产数据，对油藏水驱控制储量和含水率进行预测，并与童氏图版预测结果进行对比。

4.1 A油藏基本概况

A油藏属于低渗透砂岩油藏，渗透率为7.22 mD，地层原油黏度为1.0 mPa·s，有效厚度为7.9 m，孔隙度为16.5%，含油饱和度为59.8%。2002年1月，采用300 m井距反九点法面积注水井网一套层系投入开发，截至2017年年底，动用含油面积为14.8 km2，动用地质储量为795.83×104t，综合含水率为89.10%，采出程度为19.28%，标定采收率为21.90%，技术可采储量为174.40×104t。

4.2 水驱控制储量计算

根据实际开发动态数据，采用丁型水驱特征曲线公式标定可采储量(图5)，回归直线段为2009年7月至2017年12月，回归系数a1为1.350 9，b1为0.005 4，标定技术可采储量为169.49×104t，采收率为21.30%。应用式(1)计算水驱控制储量为833.23×104t，与动用地质储量相比误差在5%以内，符合程度较高。

图5 新疆油区A油藏丁型水驱特征曲线

4.3 油藏含水率预测

利用油田实际含水率与采出程度数据，采用式(8)对A油藏含水率进行预测(表2)。通过对比实际数据和预测数据可知，新图版预测的含水率与实际数据相对误差较小，预测精度较高，整体效果较好。由含水率预测情况来看，含水率大于30.0%以后，含水率越高，预测的精度越高；而童氏图版预测含水率与实际数据相比误差较大，说明新图版预测的油藏含水率结果更接近实际值，可靠性较高。