康博韬，杨宝泉，张迎春，顾文欢，景至一

(中海油研究总院有限责任公司,北京 100028)

0 引 言

Akpo油田为西非尼日尔盆地的深水油田，水深超过1 300 m，主力含油层系发育为新近系中新统的中部和上部的Agbada组为整体海退环境下形成的深水浊积碎屑岩储层，主力油藏为复合水道沉积砂体，局部为朵叶沉积，由于受到水动力及演化阶段影响，复合水道砂体内部切叠、搭接频繁，储层构型多样，储层连通状况复杂[1-5]。Akpo油田以“精细管理，少井高产”为理念，采用大井距或超大井距注水开发，不同期次砂体间复杂的连通状况和平面及纵向非均质性对油水宏观运动规律的影响尤为突出，单井动态规律呈多样化和差异化，传统预测方法效果差，油田管理难度大[6-7]。

利用动态数据反演得到动态相渗规律[8-11]，对比发现，Akpo油田动态、静态相渗差异显著，主要由于岩心实验测得的静态相渗所反映的是油水两相流动的微观规律，而动态相渗反映的是油水相对运动和分布的宏观规律，实则为储层连通性、非均质性以及微观油水流动能力的综合响应结果。因此，以Akpo油田为研究对象，通过动态相渗研究，定量评价储层连通程度及非均质性等因素对油水运动分布和生产动态规律的影响，形成一套适用于深水浊积砂岩油田的动态相渗分析及应用方法。

1 动态相渗计算

根据目前认识，绝大多数沉积岩油水两相相对渗透率的关系可表示为[12]：

(1)

式中：Kro为油相相对渗透率；Krw为水相相对渗透率；Sw为含水饱和度；a、b为常数。

吕新东等[10]根据平面径向流油水两相产能公式，结合相渗表达式(1)，通过动态反演得到油相指数、水相指数和残余油饱和度下的水相相对渗透率。通过拟合张型水驱曲线[13]，确定含水率100%下的可动油储量，计算出油藏条件下实际残余油饱和度[14-15]。

将油相指数、水相指数和残余油饱和度下的水相相对渗透率及油藏条件下的残余油饱和度代入油水相渗表达式(2)、(3)中，得到不同含水饱和度下油水两相动态相渗规律[12]。

Kro=Kro(Swi)(1-Swd)no

(2)

Krw=Krw(Sor)Swdnw

(3)

由式(2)、(3)联立：

(4)

式中：no为油相指数；nw为水相指数；Krw(Sor)为残余油饱和度下的水相相对渗透率；Kro(Swi)为束缚水饱和度下的油相相对渗透率；Swd为无因次含水饱和度。

由式(4)可知，相同含水饱和度下，单一相渗参数对油水运动能力的影响规律：其中，no越大，水相运动能力相对越强；nw越大，水相运动能力相对越弱；Krw(Sor)越大，水相运动能力相对越强。因此，引入水相运动系数定量评价油水宏观运动能力的差异。

(5)

式中：γ为水相运动系数。

γ物理意义为相同含水饱和度下水相相对于油相运动能力的强度。γ值越大，相同含水饱和度下，水相运动能力相对越强，注入水波及能力越强，相同注入量情况下波及范围也越广。

2 动态相渗规律分析

开发实践表明，水驱效果主要受储层连通性及非均质性的影响[16-17]。以往研究中，根据砂体叠置关系，深水浊积储层注采连通类型可定性分为同层连通型、跨层连通型和复合连通型3类[8]，且不同类型的储层连通状况和非均质情况存在明显差异。

为了更加准确地分析，需要进一步定量评价储层的连通性及非均质性。通过储层非均质系数(Tk=Kmax/Kmean，Kmax为储层最大渗透率，mD；Kmean为储层平均渗透率，mD。)可定量评价储层非均质性，Tk值越接近1，储层相对越均质。由于砂体发育厚度、延伸宽度、不同期次砂体的物性差异、搭接比例等诸多因素都会对储层连通性产生影响[18-21]，直接评价储层连通性难度很大。考虑到Akpo油田各井区长期保持注采平衡，地层压力变化是储层连通性最综合的反映，引入井间不连通系数Ω定量评价注采储层连通性，其物理意义为，注采平衡条件下相同生产时间内地层压力相比原始压力下降的幅度。井间不连通系数Ω的值越大，说明注采受效程度越差，储层连通性相对越差。

(6)

统计Akpo油田主力油藏10口中高含水井的储层参数发现(表1)，水相运动系数与井间不连通系数、储层均质系数均具有良好的负相关性，说明储层连通性越好或非均质性越弱，水相运动能力越强，即注入水波及能力越强。因此，根据对目标井区的储层认识，通过相关性分析预测该井区水相运动系数的取值情况，定量评价该井区的注入水波及效果。

表1 储层参数统计

3 动态相渗应用分析

3.1 含水变化规律预测

根据以往研究成果[22]，按照见水时机和含水上升形态可将Akpo油田生产井分为3类：Ⅰ类井见水最晚，无水期可采储量采出程度为50.0%～60.0%，见水后含水呈“凸型”快速上升；Ⅱ类井见水较晚，无水期可采储量采出程度为40.0%～50.0%，见水后含水呈“S型”变化；Ⅲ类生产井见水最早，无水期可采储量采出程度小于40.0%，见水后含水呈“凹型”缓慢上升。由表2可知，生产井的水相运动系数γ与所属类型对应关系明显，当0.30<γ<0.80时，属I类生产井，当0.10<γ≤0.30时，属Ⅱ类生产井，当γ≤0.10时，属Ⅲ类生产井。

表2 Akpo油田生产井分类

各井水相运动系数与见水时可采储量采出程度具有良好的正相关性，即水相运动系数越大，油井见水越晚，无水采油期越长。通过图1对比A-01井区与A-10井区的地震资料解释结果也可看出，水相运动系数越大，水相运动能力越强，注入水波及范围越大，水驱前缘推进越均匀，无水采油期采出程度也越高。

图1A-01井区与A-10井区水驱波及状况对比

建立水相运动系数与见水时可采储量采出程度的关系式，预测目标井见水时机。

R0=12.7lnγ+63.8

(7)

同类生产井见水后含水上升形态相似，但含水上升速度却存在很大差异，通过引入相对含水上升率Vr来定量描述这种差异。其物理意义为，生产井实际含水上升率与该类井基准含水上升率的比值。

(8)

基准含水率是指根据新型含水率模型——式(9)分别对Akpo油田3类生产井实际数据进行归一化处理后建立的基准含水率预测模型[22]，表征了该类井整体的含水变化规律。

(9)

式中：R*为含水阶段可采储量采出程度，%；h、λ、α、β、μ为模型参数。

统计Akpo油田10口中高含水井相对含水上升率Vr的值，如表3所示。

表3 Akpo油田生产井相对含水上升率Vr

由表3可知，同类型生产井水相运动系数与相对含水上升率之间具有良好的正相关性。水相运动系数越大，注入水波及能力越强，范围越大，生产井见水越晚，但见水后含水上升速度也越快，说明水相运动系数越大，无水采油期可采储量越大，含水阶段剩余可采储量越少。相关性分析建立水相运动系数与相对含水上升率定量关系式(10)，利用水相运动系数可计算出目标井的相对含水上升率。3类井相对含水上升率预测参数如表4所示。

Vr=Alnγ+B

(10)

式中：A、B为模型参数。

表4 Akpo油田3类井相对含水上升率预测参数

对式(9)两边进行积分处理得到修正后的单井含水预测模型。

(11)

fw=fwbVr(γ)+fw0

(12)

式中：fw0为目标井初始含水率，%。

根据式(10)计算出相对含水上升率Vr并代入式(12)，可更加精确地预测目标井见水后的含水变化规律。实际应用过程中，对于已见水井的初始含水率可采用实际数据，对于未见水井建议参考周边储层发育状况接近的已见水井初始含水情况。

3.2 产量变化规律预测

不考虑重力和毛细管力影响的条件下，根据分流量方程综合含水率为[12]：

(13)

根据文献[23]所提出的油水相对渗透率比值表达式：

(14)

考虑到油田现场多采用定压差的生产方式，将分流量方程、油水相对渗透率比值和油相相对渗透率表达式(2)联立，可得无因次采油速度Qod与含水率的关系式：

(15)

式中：Qod为无因次采油速度；μo为地层原油黏度，mPa·s；μw为地层水黏度，mPa·s；Bo为地层原油体积系数；Bw为地层水体积系数；m、n为模型参数。

利用式(15)并结合目标井含水预测结果和初期产能情况，可有效预测该井含水阶段的产量变化规律。

3.3 现场实例应用

由于深水油田开发投资高昂，风险及不确定性大，单井含水状况及年产规模的准确预测对于油田管理和开发决策而言至关重要。

选取该区块储层特征及流体性质相似的其他油藏3口典型井P-01、P-02、P-03，根据储层及压力资料计算各井储层参数(表5)。预测3口井全寿命含水及产量变化情况。由图2—4对比可见，单井预测结果与实际生产动态基本吻合，整体预测精度较高。

表5 相似油藏油井储层参数统计

由于深水油田受到测试、作业难度大、费用高，调整空间受限，常规调剖、堵水、生产井转注等措施难以正常实施，通过调整油水井工作制度扩大水驱波及状况是目前深水油田最常用的手段，通过定量评价储层对水驱效果的影响可以更加精确地指导油水井工作制度的优化，改善水驱开发效果。对于水驱波及能力强(γ=0.30～0.80)的注采井区，无水采油期为其主要生产阶段，后期挖潜潜力小、难度大，应重点以改善平面波及状况为调整目标，尽可能扩大水驱控制范围，采取多向受效、间歇注水的方式，延长无水采油期；对于水驱波及能力较差(γ=0.00～0.10)的注采井区，储层连通性差，不同期次砂体非均质性强，无水采油期很短，中高含水期为主要生产阶段，应提高注水量，维持地层压力，保证油井产能，防止原油脱气，剩余油平面区域性富集，层间动用差异明显，后期挖潜调整潜力较大；对于水驱波及能力中等(γ=0.10～0.30)的注采井区，介于以上两者之间，全寿命生产状况较为稳定，前期应以扩大平面波及为目标，后期应重点改善层间动用差异。

图2 P-01井开发指标预测结果

图3 P-02井开发指标预测结果

图4 P-03井开发指标预测结果

图3中P-02井采出程度60.0%～80.0%阶段含水上升明显减缓，产量高于预期，主要由于该井区2口注水井Ⅰ-01、Ⅰ-02及时改变注入策略，采取多井交互+单井间歇的方式，在平面及层间形成不稳定压力场，使流体在地层中重新分布，明显改善水驱波及效果(图5)。研究方法基于Akpo油田实际数据建立，主要适用于大井距或超大井距注水开发的轻质油、中高渗深水浊积砂岩储层，研究思路及方法对其他油田具有借鉴价值，当目标油田的流体性质或储层物性差异较大时，需根据实际情况进行修正。同时，由于对动态数据的完整性和准确性要求较高，对深水油田的监测水平也提出了较高要求。

4 结 论

(1) 深水浊积砂岩油田受开发方式和储层构型的影响，单井生产动态规律呈现多样化，动态相渗综合反映了油水的宏观运动规律，用于生产预测更加准确。

(2) 油水宏观运动情况主要受储层连通性及储层非均质性等因素的影响，根据储层特征可以实现动态相渗规律的有效预测。

(3) 研究方法主要适用于采用大井距或超大井距注水开发的轻油、中高渗深水浊积砂岩储层，预测精度高，实用性强，研究思路及流程对其他深水油田有很好的借鉴价值。