劉 洪，趙慧慧，邱 柳, 彭麗娜

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冀東油田復(fù)雜斷塊油藏水驅(qū)采收率計(jì)算方法

劉 洪1，趙慧慧1，邱 柳1, 彭麗娜2

（1. 中國石油冀東油田公司勘探開發(fā)研究院，河北唐山 063004；2. 中國石化河南油田分公司第一采油廠）

復(fù)雜斷塊油藏在我國油田開發(fā)中占重要位置，與整裝砂巖油藏相比，其開發(fā)水平和開發(fā)程度都有較大的差距。對(duì)于冀東油田這類構(gòu)造巖性層狀復(fù)雜斷塊油藏來說，注采井網(wǎng)仍不能有效控制全部的地質(zhì)儲(chǔ)量，仍有很大一部分儲(chǔ)量無法通過水驅(qū)開發(fā)。冀東油田復(fù)雜斷塊注水開發(fā)油藏注采井網(wǎng)以不規(guī)則點(diǎn)狀注水井網(wǎng)形式為主，常規(guī)油藏工程計(jì)算采收率方法無法滿足生產(chǎn)要求。將冀東油田復(fù)雜斷塊構(gòu)造巖性油藏不規(guī)則點(diǎn)狀注采井網(wǎng)分為4類13種油砂體井網(wǎng)配置模式，分別計(jì)算每種模式極限面積波及系數(shù)，進(jìn)而計(jì)算區(qū)塊水驅(qū)采收率和理論采收率。根據(jù)建立的復(fù)雜斷塊油藏水驅(qū)采收率計(jì)算方法，計(jì)算了冀東油田復(fù)雜斷塊油藏水驅(qū)采收率，與標(biāo)定采收率相比，復(fù)雜斷塊油藏理論采收率計(jì)算方法的計(jì)算結(jié)果與動(dòng)態(tài)法差別較小。

冀東油田；復(fù)雜斷塊油藏；水驅(qū)采收率；面積波及系數(shù)

復(fù)雜斷塊油藏是我國油田開發(fā)中占重要位置的一類油藏，其地質(zhì)條件極為復(fù)雜。由于斷塊油藏的復(fù)雜性，與整裝砂巖油藏相比，其開發(fā)水平和開發(fā)程度都有較大的差距。原油采收率是計(jì)算可采儲(chǔ)量的一項(xiàng)必不可少的參數(shù)，然而也是較難確定的參數(shù)，需要用多種不同的方法進(jìn)行測(cè)算，然后通過分析比較選定較為合理的原油采收率值。常用的采收率測(cè)算方法主要包括：類比法、經(jīng)驗(yàn)公式法、巖心分析法、產(chǎn)量預(yù)測(cè)法、驅(qū)替特征曲線法[1-5]。盡管計(jì)算采收率方法很多，但除了產(chǎn)量預(yù)測(cè)法和驅(qū)替特征曲線法外，其余都屬于靜態(tài)方法，無法體現(xiàn)井網(wǎng)調(diào)整動(dòng)態(tài)過程采收率的變化，而產(chǎn)量預(yù)測(cè)法和特征曲線法僅對(duì)目前生產(chǎn)狀況進(jìn)行評(píng)價(jià)，更無法滿足提高采收率潛力預(yù)測(cè)需要。

目前水驅(qū)采收率計(jì)算基本都是通過波及系數(shù)與水驅(qū)油效率來進(jìn)行計(jì)算的[6]，但對(duì)于冀東油田這類構(gòu)造巖性層狀復(fù)雜斷塊油藏來說，注采井網(wǎng)仍不能有效控制全部的地質(zhì)儲(chǔ)量，仍有很大一部分儲(chǔ)量無法通過水驅(qū)開發(fā)，因此需要根據(jù)天然能量采收率、水驅(qū)采收率計(jì)算理論采收率，明確冀東油田各注水開發(fā)區(qū)塊水驅(qū)潛力，有效指導(dǎo)宏觀決策。

為了計(jì)算冀東油田復(fù)雜斷塊油藏水驅(qū)采收率，統(tǒng)計(jì)分析了冀東油田注水開發(fā)油藏油砂體與井網(wǎng)配置模式。針對(duì)每一種配置模式，通過數(shù)值模擬方法計(jì)算了98%含水條件下極限面積波及系數(shù)；通過儲(chǔ)量加權(quán)計(jì)算區(qū)塊面積波及系數(shù)；通過面積波及系數(shù)就可以計(jì)算區(qū)塊水驅(qū)采收率和理論采收率。

1 復(fù)雜斷塊油藏采收率現(xiàn)狀

冀東油田屬于復(fù)雜斷塊油藏，而從各小層疊合圖上看，冀東油田注采井網(wǎng)形式能形成基本完善的面積注采井網(wǎng)，以三角形反七點(diǎn)與不規(guī)則點(diǎn)狀注水相結(jié)合。由于油砂體幾何形態(tài)的約束，每小層也表現(xiàn)為不規(guī)則點(diǎn)狀注水井網(wǎng)形式。冀東油田含油面積小于1.0 km2的地質(zhì)儲(chǔ)量占比較高（42.9%），遠(yuǎn)高于渤海灣油田平均水平（10.7%），以及大港油田 （12.8%）和華北油田（7.1%）（表1）。從地質(zhì)條件看，冀東油田斷塊面積更小、更復(fù)雜。

從井網(wǎng)密度看，冀東油田注水開發(fā)區(qū)塊井網(wǎng)密度高于大港、華北、遼河油田，水驅(qū)控制程度與中國石油復(fù)雜斷塊油藏水平基本相當(dāng)（表2）。除了注采井網(wǎng)完善的4個(gè)區(qū)塊（高中深北、高深北、柳中、柳北），冀東油田復(fù)雜斷塊油藏標(biāo)定采收率明顯低于中國石油復(fù)雜斷塊油藏平均水平。對(duì)于冀東油田這種復(fù)雜斷塊油藏，需要建立一套適合以不規(guī)則點(diǎn)狀注采井網(wǎng)為主的構(gòu)造巖性層狀油藏采收率計(jì)算方法。

表1 中國石油渤海灣油田不同斷塊含油面積儲(chǔ)量分布對(duì)比

表2 中國石油復(fù)雜斷塊油藏井網(wǎng)密度與水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度對(duì)比

2 復(fù)雜斷塊油藏理論采收率計(jì)算方法

基于復(fù)雜斷塊油藏的開發(fā)特點(diǎn)，根據(jù)不同驅(qū)動(dòng)方式儲(chǔ)量構(gòu)成，注水開發(fā)油田的儲(chǔ)量由井網(wǎng)未控制儲(chǔ)量l、水驅(qū)控制儲(chǔ)量N、天然能量開發(fā)儲(chǔ)量p三部分組成：

油田可采儲(chǔ)量由水驅(qū)可采儲(chǔ)量rs、天然能量開發(fā)可采儲(chǔ)量rp兩部分組成：

設(shè)注水驅(qū)采收率、天然能量開發(fā)采收率分別為RS、RP，則：

理論采收率計(jì)算公式為：

天然能量驅(qū)主要包括天然水驅(qū)、氣頂驅(qū)動(dòng)、溶解氣驅(qū)、彈性驅(qū)、重力驅(qū)等。冀東油田注水開發(fā)區(qū)塊天然能量驅(qū)主要是彈性驅(qū)和溶解氣驅(qū)兩種(低滲透油藏天然能量驅(qū)采收率需要考慮啟動(dòng)壓力梯度)。

彈性驅(qū)采收率：

溶解氣驅(qū)采收率：

其中，O為地層原油壓縮系數(shù)，MPa-1；w為地層水壓縮系數(shù)，MPa-1；f為巖石壓縮系數(shù)，MPa-1；為孔隙度；wi為原始含水飽和度；ob為飽和壓力下的地層原油粘度，mPa·s；ob為飽和壓力下的原始原油體積系數(shù)；i為原始油層壓力，MPa；b為飽和壓力，MPa；a為廢棄壓力，MPa。

注水開發(fā)油藏水驅(qū)采收率指通過注水驅(qū)替的方式開采地下原油。計(jì)算水驅(qū)采收率常用指標(biāo)包括驅(qū)油效率、平面波及系數(shù)、厚度波及系數(shù)。

水驅(qū)采收率：

（1）水驅(qū)油效率d：室內(nèi)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)水驅(qū)倍數(shù)達(dá)到1.5～2.0時(shí)的水驅(qū)油效率或含水98%時(shí)的水驅(qū)油效率，或利用油水相對(duì)滲透率曲線計(jì)算。

（2）平面波及系數(shù)p：根據(jù)冀東油田復(fù)雜斷塊油藏油砂體及井網(wǎng)配置模式，分類建立地質(zhì)模型，采用油藏?cái)?shù)值模擬方法建立的各模式面積波及系數(shù)圖版計(jì)算了98%含水時(shí)注入水面積波及系數(shù)。

（3）厚度波及系數(shù)z：俞啟泰給出了水驅(qū)砂巖油田厚度波及系數(shù)計(jì)算方法。也可以通過收集注水區(qū)塊吸水剖面或產(chǎn)液剖面資料，利用礦場(chǎng)統(tǒng)計(jì)的吸水（產(chǎn)液）厚度比進(jìn)行折算。

3 面積波及系數(shù)計(jì)算方法

統(tǒng)計(jì)了冀東油田復(fù)雜斷塊注水開發(fā)油藏油砂體形態(tài)和注采井網(wǎng)特征，將復(fù)雜斷塊構(gòu)造巖性油藏不規(guī)則點(diǎn)狀注采井網(wǎng)分為4類13種油砂體井網(wǎng)配置模式（表3）。針對(duì)不同的油砂體井網(wǎng)配置模式，選取典型油砂體進(jìn)行油藏?cái)?shù)值模擬，設(shè)定注采比為1，同步注水，油井98%含水時(shí)關(guān)井。累計(jì)含水飽和度高于水驅(qū)前緣含水飽和度的網(wǎng)格面積作為水驅(qū)波及面積，將水驅(qū)波及面積除以井組控制面積來計(jì)算面積波及系數(shù)，并分別計(jì)算各配置模式下當(dāng)前井網(wǎng)下井組98%含水時(shí)的油砂體采出程度和面積波及系數(shù)，圖1給出了土豆?fàn)钌绑w面積波及系數(shù)計(jì)算圖版。

表3 4類13種油砂體井網(wǎng)配置模式極限面積波及系數(shù)

圖1 土豆?fàn)钣蜕绑w（300 m＜油砂體寬度≤500 m）面積波及系數(shù)計(jì)算圖版

4 復(fù)雜斷塊注水開發(fā)油藏理論采收率

統(tǒng)計(jì)區(qū)塊不同油砂體井網(wǎng)配置模式組成情況以及相應(yīng)的油砂體個(gè)數(shù)和儲(chǔ)量, 將各模式水驅(qū)面積波及系數(shù)按其儲(chǔ)量比例加權(quán)平均，從而得到各區(qū)塊注采井網(wǎng)控制區(qū)98%含水下的面積波及系數(shù)。結(jié)合統(tǒng)計(jì)得到的水驅(qū)油效率和厚度波及系數(shù)，就可以得到水驅(qū)采收率（表4）。

表4 冀東油田注水開發(fā)區(qū)塊水驅(qū)采收率

根據(jù)公式（5）、（6）計(jì)算天然能量驅(qū)采收率，結(jié)合統(tǒng)計(jì)得到的水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度，代入公式（4）就可以計(jì)算復(fù)雜斷塊注水開發(fā)油藏理論采收率。冀東油田注水開發(fā)區(qū)塊理論采收率計(jì)算結(jié)果見表5。

表5 冀東油田注水開發(fā)區(qū)塊理論采收率

由于南堡油田多數(shù)區(qū)塊目前開采時(shí)間較短，采收率基本采用靜態(tài)法標(biāo)定，因此計(jì)算結(jié)果與標(biāo)定采收率差別較大；而南堡陸地油田基本處于開發(fā)后期，采收率多采用水驅(qū)曲線或遞減曲線標(biāo)定，理論采收率計(jì)算結(jié)果與動(dòng)態(tài)標(biāo)定采收率相差不大；高深北區(qū)由于處于滾動(dòng)開發(fā)階段，計(jì)算結(jié)果差別較大。

5 結(jié)論

（1）通過對(duì)比分析冀東油田與中國石油其他復(fù)雜斷塊油藏地質(zhì)特征和開發(fā)現(xiàn)狀，冀東油田斷塊面積更小、地質(zhì)條件更復(fù)雜，但水驅(qū)控制程度與其他復(fù)雜斷塊油田相當(dāng)。

（2）冀東油田為典型的復(fù)雜斷塊構(gòu)造巖性油藏，以不規(guī)則點(diǎn)狀注水井網(wǎng)形式為主，基于冀東油田復(fù)雜斷塊油藏油砂體和井網(wǎng)特征，建立了全新的復(fù)雜斷塊油藏水驅(qū)采收率計(jì)算方法。

（3）根據(jù)建立的復(fù)雜斷塊油藏水驅(qū)采收率計(jì)算方法，計(jì)算了冀東油田復(fù)雜斷塊油藏水驅(qū)采收率和區(qū)塊理論采收率，與標(biāo)定采收率相比，復(fù)雜斷塊油藏理論采收率計(jì)算方法的計(jì)算結(jié)果與動(dòng)態(tài)法的差別較小。

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編編輯：黨俊芳

1673–8217（2017）05–0071–04

TE312

A

2016–11–07

劉洪，博士，工程師，1981年生，2012年畢業(yè)于長江大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)方面工作。