海上强非均质性砂岩油藏开发水平分级研究

2020-11-09唐慧敏汪金明汤明光于成超

海洋石油 2020年3期

唐慧敏，汪金明，张骞，汤明光，于成超

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司南海西部石油研究院，广东湛江 524057）

某海域强非均质性砂岩油藏分布范围广、储量规模大，是未来开发的主力油藏。该类油藏地质特征复杂，储层非均质性强，目前开发阶段开发水平认识不清，难以提出有效的调整挖潜措施。目前国内外常用的开发水平分级体系为复杂断块油藏开发水平行业标准，评价指标分类范围广，且针对所有地质条件的油藏均相同，无法体现强非均质性油藏开发水平的区别，或采用该行业标准无法真实反映其开发水平。故亟需一套适应海上强非均质性水驱砂岩油藏的开发水平体系，量化现阶段开发水平及存在问题，精细挖潜剩余油[1-2]。

1 开发水平分级新体系的建立

1.1 储层分类评价

强非均质性油藏开发水平分级离不开油藏先天地质条件评价，客观存在的储层非均质性决定油藏内部不同开发单元间地质条件的差异。即储层发育程度和物性差异是决定油藏开发水平的重要基础，储层分类评价时需结合油藏地质条件选择不同的地质因素进行储层分类评价[3-7]。不同油藏地质参数权重不同，本文选择在众多领域广泛应用的灰色关联法确定地质参数的理论权数[8-9]，然后对各评价参数进行自我标准化，选择越大越优型和越小越优型数据处理方法，将评价参数自我得分与其权重相乘得各参数的单项得分，累积后即可得到综合得分，根据综合得分情况进行储层综合分类。

1.2 开发井网适应性评价

开发水平分级与后期人为影响因素密切相关，需对现阶段井网形式、井网密度及注采井距进行综合评价。海上油田开发投资大、操作成本高，难以实现小井距、密井网，不规则大井距井网对储量分散、面积小的复杂断块油藏适应性更强，评价时从现有井网是否兼顾构造与沉积相认识形成有效注采关系、吸水能力保障、井数是否满足平衡注采需求及是否有效控制储量开展[10-12]。

1.3 新体系建立

初始评价时采用复杂断块油藏开发水平行业标准，分类范围广，导致评价结果靶区均处于一类开发水平，同时含水评价是与ODP开发方案对比，方法不合理，分类不理想，评价结果与实际油藏认识不符。本文以《渤海海域水驱砂岩油藏开发指标评价标准》[13]为基础，对比评价指标的实际值与理论值，相对标准评价方法更科学。结合开发水平与岩石孔隙结构特征、储集层渗流特征及储集层分布特征的关联性高低筛选：井网完善程度是影响采收率的关键，选择水驱储量控制和动用程度反映；选择存水率、地层能量保持水平反映注入水利用率和注水效果；相渗曲线是储层物性和岩石学特征的综合反映，影响含水上升状况、产量及储采状况[14-15]。综上所述，选取水驱储量控制及动用程度、存水率、地层能量保持水平、含水上升率、产量递减率及采收率[16]七个指标进行开发水平分级（表1）。

表1 水驱砂岩油藏开发水平分级标准表

1.3.1 含水上升率评价方法改进

传统分流量方程法计算含水上升率时以相渗曲线为分析基础（式（1）、式（2））。实际应用发现：靶区截至2019年8月31日，采出程度13.7%，综合含水46.0%，实际含水上升速度较缓，但含水上升率评价系数均处于二、三类，与实际认识不符。

式中：fw为含水率，%；qw、qo为产水、油量，m3/d；R为采出程度，%；Swi为原始含水饱和度，%。

含水上升率为每采出1%的地质储量含水的升值，分母为采出程度之差，传统的分流量方程法以岩心实验驱油效率代替整个区块采出程度，忽略了水驱体积波及系数影响。实际油藏开发过程中，随着开发逐步增大，水驱体积波及系数是动态变化的。故整个区块的阶段采出程度小于或等于岩心驱油效率，这样势必会造成计算理论含水上升率偏小，含水上升率评价系数偏大，评价结果偏差。故引入水驱体积波及系数EV，将驱油效率转化为采出程度，改进传统的分流量方程法[17]。

式中：ER为采收率，f；Ed为驱油效率，f；EV为水驱体积波及系数，f；EA为面积波及系数，f；Eh为纵向波及系数，f。

A油田主力层为9采5注井网，构成不完善排状正对井网，采用排状正对井网窄条状断块油藏面积波及系数计算公式。

式中：a为井网排距，m；b为井距，m；M为油水流度比；φ1为复杂边界校正系数；f1为井网完善校正系数。

利用砂体宽厚比计算纵向波及效率，据单井平均单层有效厚度计算单砂体宽度，与实际注采井距比较，若单砂体宽度小于实际注采井距，则认为该小层动用，反之则未动用。

以A1井为例，该井含水64.0%，甲型水驱特征曲线已出现明显直线段，分别选择传统和改进后的分流量方程法及甲型水驱特征曲线法计算A1井理论含水上升率。相渗曲线选择实测探井数据。三种方法计算含水率与含水上升率曲线对比详见图1。由图1可知，传统的分流量方程法计算理论含水上升率偏小，与甲型水驱特征曲线形态差异较大，而改进后的分流量方程法与甲型水驱特征曲线形态更为接近。将改进后的分流量方程法应用到靶区纵向上各油组和A2井组，结果见表2，表现为纵向上各油组、主力层平面各井组分别处于一类、二类开发水平，与实际认识相符；且与实际含水上升率更接近，拟合效果更好，再次证实改进方法的合理性。

图1 A1井理论含水上升率对比曲线

表2 改进前后含水上升率评价结果对比

1.3.2 剩余可采储量采油速度

针对海上油田开发“高投资、高风险、高速度”的特点，平台及海管的寿命一般固定在20～30年。开发年限受限，在保证采收率的前提下开发年限越短越好，因此剩余可采储量采油速度的大小不仅影响开发效果，同时决定项目的经济效益，故在开发水平分级中有必要对剩余可采储量采油速度进行评价（表3）。

表3 剩余可采储量采油速度评价标准表

1.3.3 水驱储量控制程度

常见方法有分油砂体法和概算法，但均未考虑储层非均质性，造成分析结果偏大。考虑到靶区强非均质性，计算单元细分到井区并引入校正系数，理论值为产量降到废弃产量时最大水驱体积波及系数，与砂体规模、沉积相等有关，河流相和三角洲沉积储层的校正系数为0.78～0.8和0.9，消除误差。

1.3.4 水驱储量动用程度

常见方法为丙型水驱特征曲线法。靶区目前综合含水49%，尚未达到其适应条件，故本次研究不做重点研究指标。

1.3.5 产量综合递减率

定生产压差，产量综合递减率计算公式如下，引入评价系数β反映理论产量递减和实际产量递减率的差异，评价系数越小，表明开发效果越好。

式中：Dt为产量递减率，%；Qo为阶段产油量，104m3；Vo为阶段采油速度，%；Vl为阶段采液速度，%；fw′为含水上升率，%；Jo为采油指数，m3/（MPa·d）；JDo为无因次采油指数。

1.3.6 存水率

存水率与采出程度的理论变化关系式如下，引入存水率评价系数γ反映理论值和实际值的偏离程度，γ越大，注入水利用率越高，开发效果越好。

式中：C为存水率，%；Bo为地层原油体积系数，f；R为采出程度，%。

1.3.7 合理地层压力

水驱砂岩油藏合理地层压力保持水平须满足：（1）地层压力高于饱和压力85%以上，地层原油不脱气；（2）满足排液和注水量需求。根据注采平衡原理求取合理地层压力PR，公式如下：

式中：Iw为吸水指数，m3/（MPa·d）；H砂为水井砂厚，m；Piwfmax为水井最大井底流压，MPa；PR为合理地层压力，MPa；I为累积注采比；JL为采液指数，m3/（MP·d）；fw为含水率；Bo为地层原油体积系数；H有为油井有效厚度，m；Mn为油水井数比；Pwfmin为最小井底流压，MPa；P破为地层破裂压力，MPa；Dm为油层中部深度，m；Dp为泵挂深度，m；Dc为泵沉没度，m；Pp为泵吸入口压力，MPa；Ph为液柱压力，MPa；Pt为套压，MPa；γo为油相对密度；γw为水相对密度。

1.3.8 采收率评价系数

引入采收率评价系数反映开发效果，定义为实际油田标定采收率与极限采收率的比值，极限采收率为通过类比法得到的相同地质条件下所能达到的最大采收率，评价系数越大，水驱开发效果越好。

2 新体系的应用

2.1 地质油藏特征

A油田属断层遮挡形成的构造-岩性圈闭，发育扇三角洲前缘沉积。纵向分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅳ油组，主力开发Ⅱ油组，储层稳定，Ⅳ油组砂体叠置关系复杂，横向变化快。Ⅰ油组高孔高渗，Ⅱ油组中孔中低渗，Ⅳ油组为低渗储层。层间物性差异大、层内隔夹层发育，层间渗透率变异系数为0.93～2.18，储层非均质性强，注水开发。多层合采，主要产液层为Ⅰ、Ⅱ油组，产出、注入剖面严重失衡。将整个油田的开发水平分级细分至单砂体进行（表4）。

表4 各油组开采现状对比表

2.2 开发水平分级

（1）储层分类评价结果

从储层物性、非均质性、厚度、天然能量和流体性质筛选孔隙度、渗透率、层内渗透率变异系数、砂厚、有效厚度、平均单层有效厚度、单储压降和地下原油黏度八个敏感的地质因素进行储层分类评价。共计49个样本数据，评价结果Ⅰ油组属Ⅰ类储层，Ⅱ油组属Ⅱ类储层，Ⅳ油组属Ⅱ、Ⅲ类储层。

（2）井网适应性评价结果

靶区井网兼顾构造与沉积相，边缘注水，顺物源且近物源布井，保证注采连通且吸水能力有保障；但形似三角形的注采井网无法动用构造边部储量，水驱储量控制程度低；开发方案设计时以Ⅱ油组为主力层，兼顾Ⅳ油组，造成Ⅳ油组注采井网不完善，水驱储量控制程度低。复杂断块油藏以井间连通性为基础，受砂体展布范围约束，注采井部署在同一砂体才有可能建立有效井网。靶区扇三角洲砂体宽度范围168～1250 m，平均宽度646 m，平均厚度3.6 m。扇三角洲长宽比较小，砂体范围在650 m左右，故注采井距控制在650～1200 m，钻遇同一砂体的几率较大。据渗流理论，靶区流度大于5，地层渗透率（50～250）×10−3μm2，注采压差5～10 mPa，极限井距大于1000 m，实际注采井距310～790 m，较合理。结合谢尔卡乔夫公式，对目前井网密度合理性进行评价：

式中：ER为采收率，%；ED为驱油效率，%；a为井网指数，小数；S为井网密度，口/km2。采收率随井网密度增大递增幅度逐渐变缓（图2）：Ⅰ油组目前6.8口/km2，继续增大对采收率影响较小；Ⅱ油组目前（2.71～3.8）口/km2，采收率有一定提高空间，该油组剩余油分布零散，挖掘潜力小；Ⅳ油组目前（3.0～4.4）口/km2，剩余油富集，增大井网密度可有效提高采收率，可考虑部署调整井精细挖潜。

图2 靶区各油组采收率与井网密度的关系

（3）开发水平分级结果

应用新体系进行开发水平分级：Ⅰ油组为一类，其中一类指标7个，三类指标1个；Ⅱ油组一类指标2个，二类指标5个，三类指标1个，综合为二类，平面上差异大，局部开发效果略差；Ⅳ油组开发效果最差，属三类（表5）。Ⅰ油组储层物性好，开发效果好；Ⅱ油组储层物性中等，井网完善，剩余油分布分散，单独布井调整风险大，可利用过路井补孔挖潜；Ⅳ油组储层物性差，依托现有井网开发，采收率11.5%～20%，平均仅16.6%，类比同类油藏采收率可达20%以上，剩余油在构造边部、高部位无井控区富集，挖掘潜力大。制定优先调整Ⅳ油组，兼顾挖潜Ⅱ油组的调整思路，结合数值模拟精细研究剩余油分布，提出三口调整井挖潜方案，预测累增油23.90×104m3，提高靶区采收率1.7%。