劉 賽，張 文，李占東，張海翔，張以寧，劉 超

（1. 東北石油大學(xué)， 黑龍江 大慶 163318； 2. 大慶職業(yè)學(xué)院油田技術(shù)培訓(xùn)中心，黑龍江 大慶 163000）

特低滲油藏開發(fā)效果評價
——以X區(qū)塊為例

劉 賽1，張 文1，李占東1，張海翔1，張以寧2，劉 超2

（1. 東北石油大學(xué)， 黑龍江 大慶 163318； 2. 大慶職業(yè)學(xué)院油田技術(shù)培訓(xùn)中心，黑龍江 大慶 163000）

針對特低滲透油藏層數(shù)多、平面及縱向非均質(zhì)性嚴重的問題，以X區(qū)塊為例，在分析研究區(qū)物性參數(shù)基礎(chǔ)上，對研究區(qū)含水率空間分布規(guī)律及含水率與采出程度關(guān)系曲線進行了分析，特低滲油藏空間水淹程度差別較大。水驅(qū)規(guī)律曲線綜合考慮儲層非均質(zhì)性、油藏各向異性對采收率的影響，利用2種水驅(qū)規(guī)律曲線對采收率進行了預(yù)測。最后，根據(jù)研究區(qū)兩相滲流規(guī)律得出無因次采油、采液指數(shù)隨含水率的變化規(guī)律，不同含水時期提液措施對提高產(chǎn)油量貢獻不同。研究表明，X區(qū)塊空間水淹程度不同，但整體開發(fā)效果較好；水驅(qū)規(guī)律曲線預(yù)測平均采收率為27.14%；目前開采條件下，提液對提高采油量貢獻較大；綜合分析區(qū)塊整體開發(fā)效果較好。

含水率；采收率；產(chǎn)液量變化規(guī)律；開發(fā)效果評價

油田注水開發(fā)過程是以油層組或油砂體為基本流動單元的，杏北地區(qū)杏71區(qū)塊扶楊油層為特低滲油藏，具有層數(shù)多、砂體沉積類型多樣、平面及縱向非均質(zhì)性嚴重的特點[1-4]。因此，注水開發(fā)過程中，水驅(qū)不均勻，不同砂體、不同油層組、不同時期水淹程度有所差異。油層注水開發(fā)過程中的非均勻水驅(qū)，既受儲層物性、流體性質(zhì)制約，也受開發(fā)井網(wǎng)部署、層系組合以及增產(chǎn)措施調(diào)整的影響[5]，研究和掌握這些特征，是搞好油田開發(fā)調(diào)整、不斷改善開發(fā)效果的依據(jù)。只有分析掌握油田的不均勻水驅(qū)及剩余油分布情況，并針對性采取調(diào)整措施，才能不斷改善油田開發(fā)效果。因此，正確評價目前油田開發(fā)效果是增產(chǎn)措施的基礎(chǔ)及關(guān)鍵所在。本文針對特低滲油藏特點，主要從含水率、產(chǎn)液量變化規(guī)律及采收率預(yù)測來評價開發(fā)效果。

1 工區(qū)概況

影響特低滲儲層注水開發(fā)效果的因素較多，既有儲層及流體本身的客觀因素，也有開發(fā)過程中人為控制因素的影響。從黏度來看，X區(qū)塊原油黏度為7～16 mPa?s，從油水黏度比來看，研究區(qū)油水黏度比小于 370，水驅(qū)油效果較好，殘余油飽和度較低；從砂體發(fā)育情況來看，X區(qū)塊整體儲層成片狀、坨狀展布，儲層連片發(fā)育，能夠形成良好的注采井網(wǎng)體系；從儲層物性來看，儲集空間較均勻，孔隙度平均值為15.6%，屬于特低滲儲層，非均質(zhì)性較強，黏土礦物含量少，弱水敏，五點法面積井網(wǎng)扶楊油層全部射開，連通性較好。油藏具有一定儲集能力，但滲透性能較差，該特點易引起平面及縱向水淹程度不均勻，應(yīng)對研究區(qū)反映開發(fā)效果的含水率分布、水驅(qū)采收率及產(chǎn)液量變化規(guī)律進行分析。

2 從綜合含水率來評價開發(fā)效果

含水率是評價油田水驅(qū)開發(fā)效果的重要指標(biāo)之一，它直觀反映了油藏水驅(qū)狀況[6,7]，同時影響產(chǎn)液量、采收率、驅(qū)油效率、波及系數(shù)等開發(fā)指標(biāo)的變化。X區(qū)塊目前處于中含水階段，本文主要從平面及縱向含水分布、含水率與采出程度關(guān)系來評價目前區(qū)塊的開發(fā)效果。

2.1 含水率平面及縱向分布

X區(qū)塊儲層非均質(zhì)性引起平面及縱向水淹程度不均勻。

平面上，利用雙弧數(shù)字化軟件的等值線勾繪功能對油井含水進行平面插值，得到研究區(qū)含水率平面分布規(guī)律（圖1），通過平面含水率分布趨勢得出X區(qū)塊目前低含水井分布面積廣，其中布井區(qū)東北部、中西部區(qū)域低含水井較為集中分布。

圖1 X區(qū)塊平面含水率分布圖Fig.1 X block diagram of water cut plane

圖2 X區(qū)塊縱向含水變化規(guī)律Fig.2 Longitudinal water cut variation in X block

縱向上，將研究區(qū)生產(chǎn)數(shù)據(jù)導(dǎo)入eclipse數(shù)值模擬軟件中，計算出縱向FI、FII層的動態(tài)生產(chǎn)情況，作出含水率隨生產(chǎn)時間變化圖（圖2）?？v向分布來看，F(xiàn)I含水整體高于 FII，研究區(qū)初期含水較高，整體呈下降趨勢，由2012年5月的44.76%下降至目前的37.12%。

根據(jù)研究區(qū)含水率空間分布，得出水淹程度不均勻，但總體含水較低，開發(fā)效果較好。

2.2 含水率與采出程度關(guān)系

利用eclipse數(shù)值模擬軟件，定液量生產(chǎn)，預(yù)測X區(qū)塊達到極限含水時，得出含水率隨采出程度變化曲線（圖3）。儲層含水與采出程度關(guān)系受注水方式影響大，由凸型向凹型轉(zhuǎn)化，后期基本與S型相符合，開發(fā)效果由好變差。這是由于研究區(qū)扶楊油層采用五點法井網(wǎng)，開采初期進行超前注水，保持地層壓力開采，且人工壓裂縫與天然裂縫形成耦合作用，提高了滲透能力，減小了產(chǎn)量遞減，因此，開采初期開發(fā)效果較好；隨開發(fā)時間延長，地層壓力逐漸下降，加上人工壓裂縫及天然裂縫的閉合降低了儲層導(dǎo)流能力，使得含水上升加快，開采效果變差。目前X區(qū)塊，含水率與采出程度關(guān)系曲線斜率較小，開發(fā)效果較好。

圖3 特低滲透油藏含水與采出程度關(guān)系曲線Fig.3 Curve for relationship of ultra low permeability reservoir water level and recovery

3 從采收率評價開發(fā)效果

水驅(qū)油田可采儲量及采收率計算有多種方法。在油田開發(fā)的不同階段，計算可采儲量的方法有所不同，水驅(qū)特征曲線法是一種利用生產(chǎn)資料研究可采儲量的方法[8-10]。

針對特低滲油藏特點，該方法由于應(yīng)用生產(chǎn)資料繪制曲線進行外推，可綜合考慮儲層非均質(zhì)性、油藏各向異性對采收率的影響，還可直接計算可采儲量，而不必先計算采收率再由地質(zhì)儲量換算可采儲量；一般水驅(qū)油田含水率達到一定程度均可用此法進行計算；在油田進行大面積調(diào)整時，可用分階段計算可采儲量的方法，評價調(diào)整措施的效果。

水驅(qū)曲線法以油水兩相滲流理論為基礎(chǔ)，根據(jù)水驅(qū)砂巖油田生產(chǎn)資料建立統(tǒng)計關(guān)系式，通過外推曲線來預(yù)測未來生產(chǎn)趨勢，是評價油田開發(fā)中后期可采儲量的主要方法之一。本文選用甲、乙型水驅(qū)規(guī)律曲線對研究區(qū)采收率進行計算（圖4），得出不同含水時期采出程度值（表1），達到極限含水率時，采收率平均值為27.14%。表明目前開發(fā)條件下，水驅(qū)采收率較高，開發(fā)效果較好。

表1 水驅(qū)規(guī)律曲線預(yù)測采收率結(jié)果統(tǒng)計Table 1 Statistical results of water drive curves for predicting oil recovery

圖4 水驅(qū)規(guī)律曲線擬合圖Fig.4 Waterflood rule curve fitting figure

4 從產(chǎn)液量變化規(guī)律評價開發(fā)效果

無因次采液指數(shù)為某一含水下的采液指數(shù)與含水為零時的采液指數(shù)之比，是評價不同含水條件下產(chǎn)液能力的指標(biāo)。它只與儲層類型和油藏流體性質(zhì)有關(guān)，不同儲層無因次采液指數(shù)隨含水變化規(guī)律不同[11,12]。無因次采液指數(shù)隨含水的變化可由相對滲透率曲線（圖5）計算求得。

4.1 無因次采液指數(shù)與相對滲透率的關(guān)系

無因次采液指數(shù)Lη 推導(dǎo)：

式中： JL—任意含水飽和度下的采液指數(shù)，t/(d·MPa)；

ηL—任意含水飽和度下的無因次采液指數(shù)；

Joi—地面條件下含水為零時的采油指數(shù)，t/d；

Qo、Qw—地面條件下的產(chǎn)油量和產(chǎn)水量，t/d；

μw、 μo—油藏條件下水和原油的粘度，mPa·s；

Kro(Sw） 、 Krw(Sw）—某一含水飽和度下油、水相滲；

Kro(Swc）—原始含水飽和度條件下油相滲透率；

A—供油面積，m2；

Δ P—生產(chǎn)壓差，MPa；

K—地層滲透率，10-3μm2；

h—生產(chǎn)層有效厚度，m。

同理，得出無因次采油指數(shù)為：

4.2 含水率與相對滲透率的關(guān)系

含水率wf為：

將式（1）、（2）代入式（6）并忽略流體密度和體積系數(shù)的影響可得：

在獲得油藏條件下的流體物性參數(shù)后，利用相對滲透率曲線求得不同含水飽和度下的相對滲透率，然后根據(jù)式（7）計算出相應(yīng)的含水、式（4）、（5）計算出無因次采液指數(shù)、采油指數(shù)，從而計算得出無因次采液、采油指數(shù)與含水的關(guān)系（圖6）。

圖5 相對滲透率曲線Fig.5 Relative permeability curve

圖6 無因此采液指數(shù)、采油指數(shù)關(guān)系曲線Fig.6 The relationship curve of the oil recovery index and oil recovery index

4.3 無因次采油、采液指數(shù)評價

通過無因次采油，采液指數(shù)與含水率變化規(guī)律的曲線得出，不同含水時期，提液措施對提高產(chǎn)油量效果不同。隨著含水率上升，無因次采液指數(shù)先下降但下降幅度不大，無因次采油指數(shù)下降幅度較小，此時，采取提液措施可大幅度提高產(chǎn)油量，當(dāng)含水率達到80%以后，無因次采液指數(shù)迅速上升且上升幅度較大，無因次采油指數(shù)迅速下降，預(yù)測當(dāng)含水率達到98%時，采液指數(shù)達到2，采油指數(shù)達到0.2。這說明研究區(qū)具有提液的潛力，但高含水期以后，提高采液量措施對增油量效果較小。目前X區(qū)塊綜合含水率為36.7%，無因次采油指數(shù)為0.75，無因次采液指數(shù)為 0.9，提高采液量對增油效果較大，開發(fā)效果較好。

5 結(jié) 論

（1）特低滲儲層非均質(zhì)性嚴重，導(dǎo)致油層平面及縱向水淹程度不同，X區(qū)塊平面及縱向含水不均勻，含水與采出程度關(guān)系呈現(xiàn)由凸型向凹型過渡趨勢，目前開發(fā)效果較好。

（2）甲、乙型水驅(qū)規(guī)律曲線綜合考慮了儲層非均質(zhì)性、流體性質(zhì)及措施調(diào)整等因素對采收率的影響，較適合特低滲儲層采收率預(yù)測。研究區(qū)預(yù)測采收率平均值達到27.14%，目前井網(wǎng)注水政策下開發(fā)效果較好。

（3）隨著含水率上升，無因次采液指數(shù)先下降但下降幅度不大，無因次采油指數(shù)直線下降，不同時期提高采液量措施對增油量效果不同。目前X區(qū)塊綜合含水率為36.7%，無因次采油指數(shù)為0.75，無因次采液指數(shù)為 0.9，提高采液量對增油效果較大，開發(fā)效果較好。

（4）從含水率平面及縱向分布、含水率與采出程度關(guān)系、采收率預(yù)測、產(chǎn)液量變化規(guī)律綜合分析，目前X區(qū)塊開發(fā)效果較好。

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Evaluation of Ultra-low Permeability Reservoir Development Effect——Taking X Block as a Case

LIU Sai1，ZHANG Wen1，LI Zhan-dong1，ZHANG Hai-xiang1，ZHANG Yi-ning2，LIU Chao2
（1. Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318，China；2. Oil Field Technology Training Center of Daqing Vocational College, Heilongjiang Daqing 163000，China）

Aiming at the problems for ultra-low permeability reservoirs’ multiple layers and serious heterogeneity in plane and vertical, taking block X as an example, on the basis of analysis on physical properties in study area, the spatial distribution law of water cut and the curve of water cut and recovery were analyzed.Spatial water flooded degree of extra low permeability reservoir is largely different. Water flooding rule curve has considered the effect of reservoir heterogeneity, anisotropy of reservoir recovery. The recovery was predicted by using two kinds of water flooding rule curve. Finally, according to the laws of two-phase flow in the study area, the law of dimensionless oil, mining fluid index variation with moisture content was obtained. Liquid production increase measures have different contribution to oil production in different aqueous periods.

Moisture content; Recovery; Liquid production variation; Development evaluation

TE 122

A

1671-0460（2015）08-1858-04

東北石油大學(xué)基金項目，特低滲透油藏精細注水方案研究，項目號：YJSCX2015-013NEPU。

2015-07-29

劉賽（1989-），女，河北新樂人，碩士研究生，研究方向：從事油氣田開發(fā)技術(shù)與理論研究工作。E-mail：nepuszmn@126.com。