一种新型油藏气驱采收率预测图版

汤勇，张皓川，何佑伟，郭晓东，范坤，伍藏原，周代余，陶正武，李金龙

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500；2.中海石油（中国）有限公司深圳分公司研究院，深圳南山 518000；3.中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000；4.中国石油吉林油田公司勘探开发研究院，吉林松原 138000）

0 引言

注气提高原油采收率技术已在中国多个油田开展了矿场应用[1]，如辽河油田、大港油田和塔里木油田的天然气驱[2-4]，华东草舍油田、吉林油田、长庆油田和延长油田的CO2驱[5-8]。注气驱不仅在低渗透油藏开发和水驱后油藏提高采收率方面展现出广阔的应用前景[9-14]，在“双碳”背景下，天然气驱与改建储气库协同建设[15-16]、CO2驱与温室气体地质埋存结合[17-19]更是拓展了注气驱的应用范围。

水驱特征曲线（包括经典的童氏图版[20]）是水驱效果评价的有效方法，在中国应用广泛[21-24]，但现有水驱图版不适用于水驱后转气驱的生产动态预测，目前油藏注气驱效果评价缺少成熟的油藏工程方法[25]，气驱油藏生产动态分析以实验和数值模拟方法为主[26-29]。杨国绪等学者利用累计产气量替代累计产水量得出了气驱特征曲线，并用于气顶油藏、凝析气藏和稠油油藏可采储量计算，但这些方法仅考虑了累计产气量的影响，未将产水与产气量进行综合考虑[30-32]；童凯军等[33]进一步绘制了无因次气体分流量与采出程度之间的理论图版，但未考虑水相的流动；苑志旺等[34]推导出累计注气量与累计产油量的半对数关系，但未对水驱的适用性进行研究；李菊花等[35]推导了水气交替驱特征曲线关系式，陈亮、孙雷等提出了 CO2驱拟含气率与采出程度的关系[36-37]，但这些方法中产气量按地面体积计算，导致计算的含气率快速上升。总体上，现有方法均未考虑气相体积系数，未建立水驱气驱一体化的特征曲线，难以在油藏水驱童氏图版基础上继续描述气驱特征和预测采收率[38-39]。

本文基于童氏图版，考虑油、气、水三相的影响，推导气驱特征曲线方程，建立一种适用于气驱油藏采收率预测的新型气驱特征曲线图版，并采用数值模拟方法与油藏实例验证新型图版的可靠性。

1 新型气驱图版的建立

针对水驱油藏，童宪章将前苏联学者马克西莫夫提出的累计产水量与累计产油量的半对数直线关系式命名为甲型水驱特征曲线，并在甲型水驱特征曲线基础上推导得到童氏图版[20]。通过类比，对气驱油藏而言，油藏气驱开发过程中，累计产气、产水量地下体积之和的对数与累计产油量地下体积之间也存在直线关系（简称“气驱特征曲线”）：

（1）式两边同时对时间t求导得：

水驱为油水两相流动，产出流体构成用含水率表示；非混相气驱为气油两相流动，产出流体构成可以考虑用含气率表示；水驱、气驱同时存在，则为油气水三相流动，可定义累计产气、产水量地下体积之和占总产出流体地下体积比例的含水气率表示产出流体构成，即：

阶段采出程度为：

将（4）式代入（3）式得：

将（5）式代入（1）式得：

对（6）式两端同时取对数并代入（7）式，得：

（8）式即为气驱图版理论公式。

设定油田生产含水气率为 98%时废弃，此时的采出程度为油田的最终采收率，代入（8）式得：

（8）式减（9）式得：

（10）式即为气驱特征曲线方程，若不注气或未产气，则可忽略气相，仅考虑油、水两相，则气驱特征曲线图版退化为童氏图版，可评价油藏水驱效果。

图1 回归法和赋值法计算流程图

2 图版适用范围探讨

基于东河油田注天然气驱矿场实例与数值模拟预测数据探讨回归法和赋值法的适应性，以及注气阶段数据选取范围的适应性。

2.1 东河油田注气概况

东河油田A区块储集层平均孔隙度15.1%，平均渗透率 68.1×10-3μm2，地质储量 2 821×104m3，原油体积系数1.090 4。该区块1990年11月投产，1994年5月开始注水，2014年6月结束水驱，水驱结束时采收率为35%。2014年7月开始注烃气，现场预测注气可提高采收率至 55%。在历史拟合基础上通过数值模拟预测了2018年5月到2026年5月的气驱生产数据，预测期末含水气率接近 90%。将以上数据作为图版讨论的数据基础。

2.2 气驱数据选取适应性分析

根据实际数据并结合模拟预测数据，对比气驱生产不同阶段新型气驱图版回归法和赋值法预测采收率。选取 3个不同气驱阶段进行讨论：气驱初期（60%＜fwg≤70%）；气驱中期（70%＜fwg≤80%）；气驱后期（80%＜fwg≤90%）。

2.2.1 气驱初期数据

图2 回归曲线数据选取（气驱初期）及拟合结果

根据（11）式绘制气驱特征曲线图版（见图 3），东河油田A区块初期的生产数据与采收率为60%的曲线较吻合，故预测采收率为60%。

图3 基于气驱初期数据的回归法特征曲线图版

选取相同注气阶段（2014年7月—2016年4月）的数据绘制气驱特征曲线（见图4），得东河油田A区块系数b=0.002 7，结合油田地质储量与原油体积系数计算得bNBo=8.31×104m3。代入（10）式得东河油田A区块的气驱特征曲线图版公式为：

图4 气驱特征曲线数据选取（气驱初期）及拟合结果

根据（12）式绘制气驱特征曲线图版（见图5），可以看出东河油田A区块初期的生产数据与采收率为69%的曲线比较吻合，故得到预测采收率为69%。

图5 基于气驱初期数据的赋值法特征曲线图版

2.2.2 气驱中期数据

图6 回归曲线数据选取（气驱中期）及拟合结果

根据（13）式绘制气驱特征曲线图版（见图7），东河油田A区块气驱中期的生产数据与采收率为60%的曲线较吻合，故预测采收率为60%。

图7 基于气驱中期数据的回归法特征曲线图版

选取相同注气阶段（2016年5月—2021年3月）的数据，采用赋值法绘制气驱特征曲线，得东河油田A区块系数b=0.002 5，结合油田地质储量与原油体积系数计算得 bNBo=7.69×104m3。利用气驱特征图版预测得到采收率为70%。

2.2.3 气驱后期数据

图8 回归曲线数据选取（气驱后期）及拟合结果

根据（14）式绘制气驱特征曲线图版（见图9），可以看出东河油田A区块后期的生产数据与采收率为54%的曲线较吻合，故预测采收率为54%。

图9 基于气驱后期数据的回归法特征曲线图版

选取相同注气阶段（2021年5月—2026年5月）的数据，采用赋值法绘制气驱特征曲线，得东河油田A区块系数b=0.004 2，结合油田地质储量与原油体积系数计算得bNBo=12.92×104m3。利用气驱特征图版预测得到采收率为59%。

基于气驱生产不同阶段数据的赋值法与回归法计算结果如表1所示。已知A区块水驱结束时采收率为35%，现场预测注气可提高采收率至 55%，通过对比回归法预测的采收率可以看出，当60%＜fwg≤80%时，预测采收率为 60%，与现场预测接近；当含水气率大于80%时，回归法预测采收率与现场预测值基本一致，说明回归法适用的含水气率范围更大。

表1 气驱生产不同阶段新型气驱图版预测采收率对比

对于赋值法，选取的气驱生产数据阶段越晚，预测采收率与现场预测采收率越接近，分析原因认为，气体还未突破时，赋值法图版预测的不确定性大，当含水气率高于80%时，预测采收率趋于合理。

因此，初步认为当气驱油藏含水气率为60%～80%时，新型气驱图版回归法预测采收率适用性较好；当气驱油藏含水气率大于 80%时，应用新型图版回归法与赋值法预测采收率皆合适。

综合回归法与赋值法得到该区块气驱图版采收率预测结果为 54%～60%，图版预测结果与现场实际预测情况相符，说明新型气驱图版预测结果具有较好的可信度。

3 油藏实例应用

吉林油田 B区块储集层为砂岩，平均孔隙度14.7%，平均渗透率11.6×10-3μm2。区块 2001年投入开发，2001年7月至2003年3月为弹性开采阶段，2003年4月至2012年6月为水驱阶段，2012年7月至2020年1月以CO2驱为主。油藏开发过程中累计产气量与累计产水量的地下体积之和的对数与累计产出流体地下体积之间存在直线关系，因此可采用新型气驱图版对目标区块的最终采收率进行预测。

3.1 水驱阶段采收率预测

图10 吉林油田B区块水驱回归曲线

根据（15）式绘制水驱特征曲线图版（见图11），可以看出B区块后期生产数据与采收率为31%的曲线较吻合，故得出预测采收率为31%。

图11 吉林油田B区块水驱特征曲线图版（回归法）

选取相同段生产数据，采用赋值法绘制水驱特征曲线（见图 12），回归得 b=0.293 1，已知地质储量N=49.96×104m3，原油体积系数Bo=1.15，计算得bNBo=16.84×104m3，代入（10）式得吉林油田B区块水驱特征曲线图版公式为：

图12 吉林油田B区块水驱特征曲线

根据（16）式绘制水驱特征曲线图版（见图13），B区块后期生产数据与采收率为 40%的曲线较吻合，由此得出预测采收率为40%。

图13 吉林油田B区块水驱特征曲线图版（赋值法）

此外，据相同时间段生产数据求得童氏水驱特征曲线图版公式为：

采用童氏图版法预测采收率为 31%，与上述回归法预测水驱采收率一致，说明新型气驱图版可以退化成童氏图版预测水驱采收率。童氏图版法预测采收率与赋值法预测采收率相差较大，主要是由于含水气率低于80%，赋值法预测采收率误差较大。

3.2 气驱阶段采收率预测

吉林油田B区块2015年12月含水气率为84%，日产气量为13.9×104m3，已进入大规模产气阶段，故选取2015年12月至2020年1月期间的生产数据进行采收率预测。

图14 吉林油田B区块气驱回归曲线

根据（18）式绘制气驱特征曲线图版（见图15），B区块后期生产数据与采收率为 58%的曲线较吻合，因此得到预测采收率为58%。

图15 吉林油田B区块气驱特征曲线图版（回归法）

选取相同时间段生产数据，采用赋值法绘制气驱特征曲线（见图16），回归得b=0.142，代入已知地质储量与原油体积系数，计算得 bNBo=8.16×104m3，代入（10）式得吉林油田B区块气驱特征曲线图版公式为：

图16 吉林油田B区块气驱特征曲线

根据（19）式绘制气驱特征曲线图版（见图17），可以看出B区块后期生产数据与采收率为59%的曲线较吻合，因此得到预测采收率为59%。

图17 吉林油田B区块气驱特征曲线图版（赋值法）

由上面分析可以看到，回归法与赋值法预测最终采收率均相近，说明新型气驱图版预测结果可靠。故得到吉林油田 B区块预测气驱采收率为 58%～59%，水驱采收率为31%，CO2驱提高采收率27～28个百分点，现场预测气驱采收率提高幅度约27个百分点，与图版预测结果一致，说明新型图版同时适用于水驱、气驱油藏采收率预测。

4 结论

新型油藏气驱采收率预测图版引入含水气率替代含水率，将累计产气量纳入童氏水驱特征曲线图版中，实现了气驱油藏最终采收率的预测。

新型图版同时适用于水驱、气驱油藏采收率预测。实现了水驱转气驱后的连续图版预测。当油藏不注气或未产气时，可忽略气相，仅考虑油、水两相，新型气驱特征曲线图版退化为童氏图版，可评价油藏水驱效果；当气驱油藏含水气率为 60%～80%时，新型图版回归法预测采收率适用性较好；当气驱油藏含水气率大于 80%时，应用新型图版回归法与赋值法都可较准确预测气驱油藏最终采收率。

符号注释：

a——特征曲线截距，无因次；b——特征曲线斜率，无因次；Bg，Bo，Bw——气、油、水体积系数，无因次；ER——最终采收率，%；fwg——含水气率，%；Gp——累计产气量，104m3；N——地质储量，104m3；Np——累计产油量，104m3；qg——日产气量，104m3；qo——日产油量，104m3；qw——日产水量，104m3；R——阶段采出程度，%；t——时间，d；Wp——累计产水量，104m3。