李金宜 戴衛(wèi)華 羅憲波 段宇 王剛 吳春新

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院)

海上油田波及系數(shù)修正新方法*

李金宜 戴衛(wèi)華 羅憲波 段宇 王剛 吳春新

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院)

在數(shù)值模擬分析相滲曲線對波及系數(shù)影響規(guī)律基礎(chǔ)上建立了海上油田波及系數(shù)修正新方法，該方法綜合考慮了水油流度比、滲透率變異系數(shù)、原油粘度、相滲曲線形態(tài)等因素影響，具有較高的計算精度。實例分析表明，在水油流度比大于10的情況下，新方法比行業(yè)標準具有更好的適用性。

波及系數(shù)相滲曲線水油流度比滲透率變異系數(shù)

目前國內(nèi)學者對波及系數(shù)的研究比較多，研究手段主要分為實驗、油藏理論推導(dǎo)及數(shù)值模擬研究。其中，實驗方法主要通過圖像處理技術(shù)［1］、電阻率檢測技術(shù)［2-3］來求取模型波及系數(shù);油藏理論推導(dǎo)主要結(jié)合水驅(qū)曲線計算波及系數(shù)［4-5］;數(shù)值模擬方法是通過統(tǒng)計被波及網(wǎng)格計算波及系數(shù)［6-7］。但是，實驗?zāi)Ｐ秃茈y準確模擬油藏尺度下儲層非均質(zhì)性對波及系數(shù)的影響，水驅(qū)曲線法在穩(wěn)定水驅(qū)后出現(xiàn)直線段才可以使用。另外，有學者沿用行業(yè)標準［8］中對波及系數(shù)的計算方法，但計算方法本身有適用性限制，只能用于水油流度比范圍在0～10的五點、直線和交錯3類井網(wǎng)計算［9］，如果在計算水油流度比更高的稠油油藏或者其他井網(wǎng)形式的波及系數(shù)時，行業(yè)標準將失去應(yīng)用價值。

此外，無論國內(nèi)文獻還是行業(yè)標準，對影響波及系數(shù)的重要因素的研究都只局限在儲層非均質(zhì)性、復(fù)雜邊界、水油流度比、井網(wǎng)井距等常規(guī)因素方面，而針對微觀兩相滲流能力對波及系數(shù)的研究還很少。筆者通過數(shù)值模擬研究發(fā)現(xiàn)，相滲曲線除了直接影響微觀驅(qū)油效率外，同樣對宏觀的油藏波及系數(shù)有著重要影響，所以在此基礎(chǔ)上提出了海上油田波及系數(shù)修正新方法。實例分析表明，采用本文提出的新方法計算波及系數(shù)較為合理，在水油流度比大于10的情況下比行業(yè)標準具有更好的適用性。29×12典型數(shù)值模型，井距350 m，行列式井網(wǎng)，單井控制儲量40萬m3，模型層位全射開合采，均質(zhì)模型滲透率K為1 600 mD。模型波及系數(shù)采用下面公式計算:

EV=ER/Ed(1)

式(1)中:ER為含水98%時對應(yīng)的采出程度;Ed為驅(qū)油效率(在此次研究中為固定值);EV為含水98%時對應(yīng)的波及系數(shù)。

對于一個儲層物性、流體參數(shù)和井網(wǎng)均相同的模型，在固定相滲端點情況下，即到達極限含水時的油藏驅(qū)油效率相同，如果相滲曲線形態(tài)不影響含水98%時的波及系數(shù)，那么無論曲線形態(tài)如何變化，最終將取得相同采收率。但是研究發(fā)現(xiàn)，通過保持油相相對滲透率曲線固定，改變水相相對滲透率曲線形態(tài)，如圖1所示(曲線形態(tài)變化表征兩相微觀滲流能力發(fā)生變化)，波及系數(shù)除了表現(xiàn)出隨水油流度比增大而減小的常規(guī)認識外，還表現(xiàn)出隨水相滲透率曲線形態(tài)的變化而變化的特點(圖2)。

分析認為，水相滲透率曲線形態(tài)越低，水線前緣

1波及系數(shù)修正新方法的建立

1.1 相滲曲線對波及系數(shù)的影響

針對海上油田開發(fā)方式特點，設(shè)計網(wǎng)格數(shù)29×推進越慢，油藏含水上升速度越慢，所以在油藏含水98%時對應(yīng)的波及系數(shù)越高。同時發(fā)現(xiàn)，這種相滲曲線形態(tài)對含水98%時的波及系數(shù)的影響隨著水油流度比的增大而增大。從圖2可以看到，水油流度比小于10時相滲曲線形態(tài)的變化對含水98%時的波及系數(shù)的影響幾乎可以忽略，但水油流度比大于10時相滲曲線形態(tài)的變化對含水98%時的波及系數(shù)產(chǎn)生重要影響。分析認為，這種影響的產(chǎn)生跟海上油田低井網(wǎng)密度開發(fā)方式有關(guān)，油水井距過大造成油水兩相微觀滲流能力對驅(qū)替劑在地層中波及程度的影響不可忽略，在水油流度比更大的稠油油藏更加顯著。

圖1 不同相滲曲線形態(tài)

圖2 相滲曲線形態(tài)對波及系數(shù)的影響

數(shù)值模擬結(jié)果還表明，水油流度比大于10時，滲透率變異系數(shù)越大，相滲曲線形態(tài)對含水98%時的波及系數(shù)影響越大(圖3)。

圖3 不同滲透率變異系數(shù)下相滲形態(tài)對波及系數(shù)的影響

1.2 考慮相滲曲線影響的波及系數(shù)修正新方法

相滲曲線在國內(nèi)文獻［10-11］里通常被表示為

Kro/Krw=a e－bSw(2)式(2)中:Kro為油相相對滲透率;Krw為水相相對滲透率;Sw為含水飽和度;a、b為相滲曲線特征參數(shù)。

對公式(2)和圖2的研究發(fā)現(xiàn)，不同飽和度下的Kro/Krw值和端點值Krw(sor)決定了相滲曲線的形態(tài)，而控制Kro/Krw值的就是相滲曲線特征參數(shù)a和b。因此，通過收集整理渤海做過相滲實驗的74塊巖心數(shù)據(jù)，按照稠油油藏和稀油油藏分類，篩選出18條主力油藏相滲曲線的特征參數(shù)a、b值用于研究，端點值Krw(sor)取值從0.115～0.550(表1)，覆蓋渤海油田主力油藏，樣本點符合油田實際。水油流度比M設(shè)計范圍1～200，滲透率變異系數(shù)Vk范圍0～1。

表1 渤海油田主力油藏相滲曲線特征參數(shù)及端點值

對樣本點數(shù)據(jù)分析得到，水油流度比、滲透率變異系數(shù)、原油粘度對數(shù)值與波及系數(shù)具有較好的線性相關(guān)性(圖4)。

因此，考慮相滲曲線形態(tài)影響下的含水98%時的波及系數(shù)修正公式基本形式如下:

水油流度比＜10時

EV=a1+a2M+a3Vk(3)

水油流度比＞10時

EV=b1+b2lgμo+b3Krw(sor)+ b4Vk+b5lg a+b6b(4)

式(3)、(4)中:M為水油流度比;Vk為滲透率變異系數(shù);μo為原油粘度;Krw(sor)為相滲曲線端點值;a1～a3、b1～b6均為系數(shù)。

在井數(shù)、井距、單井控制儲量不變情況下，對樣本點數(shù)據(jù)回歸可得到公式(3)、(4)的系數(shù)(表2)。

圖4 波及系數(shù)與流度比、滲透率變異系數(shù)、原油粘度對數(shù)值之間的關(guān)系

表2 不同井網(wǎng)類型含水98%時波及系數(shù)修正公式系數(shù)

波及系數(shù)修正公式精度分析見圖5。由圖5可知，本文建立的考慮相滲影響的波及系數(shù)修正新方法具有較高精度。

圖5 波及系數(shù)修正公式精度分析

1.3 海上油田波及系數(shù)分類

通過對渤海27個油田或區(qū)塊計算對應(yīng)含水98%時的波及系數(shù)，選取流度比、滲透率變異系數(shù)、殘余油飽和度對應(yīng)的水相相對滲透率端點值進行了分類歸納，見表3。

表3 渤海油田水驅(qū)波及系數(shù)分類

2實例應(yīng)用

選取渤海主力油藏2個區(qū)塊進行實例應(yīng)用，根據(jù)公式(3)、(4)及表2可得到表4所示的計算結(jié)果。

從表4可以看到，在水油流度比小于10的情況下，相滲曲線形態(tài)對含水98%時波及系數(shù)的影響幾乎可以忽略，2種方法計算結(jié)果接近;但在水油流度比大于10的情況下，本文新方法計算B區(qū)塊含水98%時的波及系數(shù)為0．50，但行業(yè)標準計算B區(qū)塊含水98%時的波及系數(shù)只有0.10。目前B區(qū)塊采出程度16.2%，含水65%，即使驅(qū)油效率達到100%，目前波及系數(shù)也超過了0.10，顯然行業(yè)標準計算結(jié)果不符合區(qū)塊實際，已失去應(yīng)用價值，這是因為行業(yè)標準本身對水油流度比的適用性問題，同時未考慮水油流度比大于10的情況下相滲曲線形態(tài)對波及系數(shù)的重要影響。而本文提出的新方法考慮了高流度比下相滲形態(tài)對波及系數(shù)的影響，解決了對水油流度比的適用性問題，因此在計算稠油油藏含水98%時的波及系數(shù)時結(jié)果更具合理性。

表4 渤海主力油藏2個區(qū)塊波及系數(shù)計算結(jié)果

3結(jié)論

(1)相滲曲線形態(tài)不僅影響微觀驅(qū)油效率，也對宏觀油藏波及系數(shù)有著重要影響。在350 m井距下及水油流度比大于10以后，相滲曲線形態(tài)對波及系數(shù)的影響不可忽略。相滲曲線的特征參數(shù)a、b值和端點值Krw(sor)通過相滲曲線形態(tài)影響波及系數(shù)。

(2)分析表明，水油流度比越高，非均質(zhì)性越嚴重，相滲曲線形態(tài)對波及系數(shù)的影響越大。實例應(yīng)用表明，本文提出的考慮相滲曲線形態(tài)影響的波及系數(shù)修正公式在計算水油流度比更高的稠油油藏的波及系數(shù)時更具適用性。

需要說明的是，本文研究僅涉及含水98%時對應(yīng)的波及系數(shù)，暫未研究不同含水時刻對波及系數(shù)的影響，同時修正公式和指標分類也未考慮復(fù)雜邊界等因素的影響。

［1］王任一，李正科，張斌成，等．利用圖像處理技術(shù)計算巖心剖面的水驅(qū)波及系數(shù)［J］．油氣地質(zhì)與采收率，2006，13(3):77-78．

［2］劉春林，楊清彥，李斌會，等．三元復(fù)合驅(qū)波及系數(shù)和驅(qū)油效率的實驗研究［J］．大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2007，26(2):108-111．

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［7］余林瑤，唐海，劉桂玲，等．復(fù)雜邊界油藏水驅(qū)面積波及系數(shù)校正［J］．特種油氣藏，2011，18(6):73-75．

［8］油氣開發(fā)專業(yè)標準化技術(shù)委員會．SY/T5367-2010石油可采儲量計算方法［S］．北京:石油工業(yè)出版社，2010-12-15．

［9］曲建山．新的計算縱向波及系數(shù)和面積波及系數(shù)關(guān)系式［J］．石油勘探開發(fā)情報，1992(1):111-114．

［10］楊勝來，魏俊之．油層物理學［M］．北京:石油工業(yè)出版社，2004．

［11］王俊魁．前沿推進理論的研究與應(yīng)用［J］．大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2008，27(2):51-55．

(編輯:孫豐成)

A new method to correct the sweep efficiency in offshore oilfields

Li Jinyi Dai Weihua Luo Xianbo Duan Yu Wang Gang Wu Chunxin
(Bohai Oilfield Exploration and Development Research Institute，Tianjin Branch of CNOOC Ltd．，Tianjin，300452)

A numerical simulation was used to analyze the impacts of relative-permeability curve on sweep efficiency，from which a new method to correct the sweep efficiency in offshore oilfields was established．This method has comprehensively taken multiple factors into consideration，such as water/oilmobility ratio，permeability-variation coefficient，oil viscosity and relative-permeability curve shape，and is higher in calculation accuracy．According to some example analyses，the new method is greater in applicability than the industry standard method when water/oilmobility ratio is larger than 10．

sweep efficiency;relative-permeability curve;mobility ratio;permeability-variation coefficient

*國家科技重大專項“海上油田叢式井網(wǎng)整體加密及綜合調(diào)整油藏工程技術(shù)示范(編號:2011ZX05057-001)”部分研究成果。

李金宜，男，2010年畢業(yè)于中國石油大學(北京)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，獲碩士學位，主要從事油田三次采油技術(shù)和油藏方案數(shù)值模擬研究。地址:天津市塘沽區(qū)609信箱(郵編:300452)。

2012-07-17