特低渗油藏采收率构成要素的量化评价新方法

2014-06-13李书静黄战卫中石油长庆油田分公司第一采油厂陕西延安716009

石油天然气学报 2014年3期

李书静，黄战卫（中石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安716009）

王勇（中石油长庆油田分公司中部气田开发指挥部，陕西延安716009）

安塞油田经过近30年的开发已进入中高含水期，截至2013年5月采出程度仅9.0%。现阶段对其采收率及其构成要素进行量化评价，对于进一步提高油田最终采收率，具有重要的现实意义。

1 特低渗油藏采收率及构成要素量化评价的难点

俞启泰结合我国25个有代表性的水驱砂岩油田的回归统计，给出了含水率为0.98时的驱油效率和水驱过程中的体积波及因数[1]。就注水纯砂岩而言，平均采收率0.355[2]，最大体积波及因数介于0.558～0.708。此后，极限含水率0.98就成为油藏工程、数值模拟和试验室内的最终取值，如陈元千等提出 “预测水驱油田体积波及系数和可采储量的方法[3]”，极限含水率取值为0.98。对于安塞油田特低渗油藏而言，由于在开发过程中采用滚动建产模式，油井投产时间不一，受井网、注采政策及裂缝等多因素影响，部分油井随着开发时间的延长关井时间不一，这一极限含水率的取值在理论计算油田最终采收率及其构成要素量化方面存在很大的误差。如安塞油田王窑老区，该区域1989年规模注水开发，此后通过滚动建产等，动用地质储量已增至1亿多吨，但随着开发时间的延长，水淹地下关井（简称地关井）逐年增多。

以最早开发的王窑区中西部油井为例，1984～1993年连片投产344口油井，截至2013年5月已地关井156口，在生产油井188口，阶段综合含水率0.691已不能反映区块的实际开发状况。先忽略地关井，对目前在生产油井利用甲型、丙型水驱特征曲线及“S”型fw－R关系曲线预测最终可采储量及不同含水阶段采出程度贡献值。

1）甲型水驱特征曲线及该水驱特征曲线下阶段含水率fw、极限含水率fwl下对应的累计产油量Np、可采储量NR计算关系式为：式中：Wp为区块累计产水量，104t；Np为区块累计产油量，104t；A1为甲型水驱特征曲线截距，是与岩石、流体性质有关的常数；B1为甲型水驱特征曲线直线段斜率，是与地质条件、井网部署、油田管理措施等有关的常数；NR为最终可采储量，104t；fw为区块的阶段含水率，1；fwl为区块的极限含水率，1。

水驱油田的地质储量N′与甲型水驱特征曲线直线段斜率B1存在相关系数为0.969的关系式：

N′＝7.5422B－0.9691（2）式中：N′为测算的水驱油田的地质储量，104t；B1为甲型水驱特征曲线直线段斜率。2）S型fw－R关系曲线：

式中：R为采出程度，1；A2为R与fw关系曲线的截距；B2为R与fw关系曲线的斜率。

3）丙型水驱特征曲线及该水驱特征曲线下阶段含水率fw、极限含水率fwl下对应的累产油Np、可采储量NR计算关系式为：

式中：Lp为区块累计产液量，104t；A3为丙型水驱特征曲线的截距；B3为丙型水驱特征曲线的斜率。

表1 3种理论方法计算可采储量结果对比表

图1 安塞油田王窑老区地关井阶段采出程度贡献值折线图

从表1可以看出，在极限含水率0.98时，理论计算的最终可采储量差别不大，在含水率大于0.60以后，阶段采出程度贡献值逐渐增大，但这一结果与矿场实际生产数据对比，存在很大的误差。通过对王窑老区中西部已关的156口油井进行统计分析，以所有单井每隔5%的含水率上升作为分级标准，可以看出含水率大于0.60以后，阶段采出程度贡献值逐年降低（图1），这一结果与长庆油田三叠系储层的岩心水驱动态特征一致，即特低渗岩心水驱阶段的原油大部分是在无水期采出的，只要水驱前缘突破，很难再更多地驱出岩心中的残余油，高含水期产出的原油只占整个水驱阶段产量的5%左右，阶段采出程度的贡献值与含水阶段密切相关。大多数特低渗油藏实际开采动态表现为油井见水后，含水上升速度快，含水率急剧上升至0.50～0.80，因此，对于特低渗油藏而言，极限含水率的取值对于最终采收率及其构成要素的量化需要重新界定，所计算的各项参数才能真实反映低渗透油藏的水驱开发效果。

2 特低渗油藏极限含水率的取值确定方法

为了减小特低渗油藏开发模式及地关油井对采收率及其构成要素的影响，对王窑老区中西部全部地关井、典型地关井及目前在生产井进行了分析计算，依据3个原则：①安塞油田低渗透油藏阶段采出程度贡献值与所处含水阶段有关；②含水率大于0.60后，丙型水驱特征曲线和甲型水驱特征曲线计算的可采储量基本接近；③在此极限含水率下，计算的NR要与运用产能递减计算的NR相符，提出了适用于特低渗透油藏复杂开发状况的极限含水率取值确定方法。其具体方法如下：

1）采用甲型水驱特征曲线求取水驱地质储量N′（式（1）、（2）），拟合段选取含水率大于0.60以后的生产数据。

2）采用含水率与采出程度关系曲线进行可采储量的计算（式（3）、（4）），先选取拟合段，回归求出常数A2、B2及相关系数r。考虑到阶段采出程度贡献值与所处含水阶段有关，最终可采储量NR计算过程中引入2个系数a1、a2。其中：a1为矿场实际生产过程中不同含水阶段对应的累计采出程度贡献值（图1）；a2是与r有关的修正系数，主要是考虑地关油井对区块综合含水率的影响程度。

将A2、B2及计算末期的采出程度R代入式（4），反求计算末期的拟合综合含水率ff，对照图1找到接近且小于ff的fw及对应的累计采出程度贡献值a1。将A2、B2及fw代入式（4），求对应的采出程度R；a2＝log（10×r）。根据安塞油田实际生产数据，最终采收率ER与A2、B2、a1、a2具有一定的关系：

式中：ER为区块最终采收率，1；A2为常数；B2为常数；a1为常数，%；a2为小数。最终可采储量计算公式：

式中：N为区块原始地质储量，104t。

3）将步骤2计算的可采储量数据代入丙型水驱特征曲线进行极限含水率的反推（式（5）、式（8）），拟合段选取同甲型水驱特征曲线：

3 特低渗油藏采收率构成要素量化评价方法

前人对水驱油田体积波及因数及驱油效率的研究颇多。驱油效率一般通过岩心驱替试验求得，基于油藏的相对渗透率曲线是油藏固有的储层性质和流体性质的综合体现[4]，油水相对渗透率曲线和动态数据可确定水驱波及状况；对现场采集密闭岩心的剖面图像进行处理[5]，估算剖面、平面水驱波及因数；最具代表性的依据陈元千等提出的 “水驱曲线法在油田开发评价中的应用”，其基本关系式主要基于丙型水驱特征曲线（式（4）），推导出当含水率取极限值时，最终体积波及因数表达式[6]：

根据采收率构成要素之间的关系，计算驱油效率：

式中：η为最终驱油效率，1；Eva为最终体积波及因数，1。

4 应用实例及分析评价

安塞油田王窑老区中西部截至2013年5月累计产油444.3799×104t，综合含水率0.691。先利用甲型水驱特征曲线求出A1＝1.0504，B1＝0.0033，N′＝1914×104t；再利用含水率与采出程度关系曲线，求出A2＝0.1708，B2＝0.0615，r＝0.9646，拟合段最后数据拟合回归ff＝73.0%。由于地关井较多，分别参照单井fw接近70%、75%，采出程度贡献率a1分别为92.5%、94.7%（图1），a2＝0.9843，计算出NR＝497.5565×104t，此结果与产能递减的495.3059×104t极为接近，ER＝18.2%；再利用丙型水驱特征曲线拟合A3＝0.8872，B3＝0.0011，确定fwl＝0.769，Eva＝0.547，η＝0.333。对检查井水洗岩心水淹程度的定性分析，是了解水驱油田波及因数大小的最直接手段[7]，2012～2013年通过对该区域部署的检查井进行精细解剖，计算的Eva＝0.62，平均驱油效率珔η＝0.327，也验证了确定特低渗油藏采收率构成要素量化方法的正确性。特低渗透油藏波及因数与驱油效率低，其主要原因是安塞油田长6油藏属于致密油藏，天然微裂缝发育，储层纵向非均质性严重。检查井水洗情况统计分析显示，纵向水洗程度仅61.2%，从厚度比例来看，其中强水洗厚度比例36.7%，中水洗厚度比例23.3%，弱水洗厚度比例40%，纵向水驱动用不均，且纵向水驱动用状况受物性控制，物性相对较好的层段为主要水洗层段，物性较差的层段弱水洗或未水洗。