賈紅兵，趙 輝，包志晶，趙光杰，毛 偉，李亞光

（1.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶163712；2.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠，黑龍江大慶163000）

0 引言

油田開發(fā)效果評價在客觀評價開發(fā)現(xiàn)狀、發(fā)現(xiàn)生產(chǎn)中存在的問題，以及制定綜合調(diào)整措施等方面發(fā)揮著重要作用［1］，國內(nèi)外學(xué)者在該領(lǐng)域研究中取得了許多重要成果［2-9］，并在油田開發(fā)中得到了廣泛應(yīng)用［10］。陳汶濱等［11］將開發(fā)效果評價方法分為單項指標評價方法和多指標綜合評價方法兩大類。前者包括產(chǎn)量遞減規(guī)律［12］、含水率與采出程度關(guān)系［13］、水驅(qū)特征曲線［14］等評價方法，能夠直觀反映注水動態(tài)特征，但油藏地質(zhì)方面的因素考慮較少；后者包括模糊綜合評判法［15］、灰色系統(tǒng)理論法［16］、系統(tǒng)動態(tài)法［17］等，能夠反映注水開發(fā)的系統(tǒng)性特征，成為目前主流評價方法［18］，不足之處一是評價結(jié)果不直觀，給定的權(quán)重比例主觀性強；二是操作不方便，有的評價方法所用參數(shù)多達十幾種［19］，準確取值難度較大，且很多方法需要編制相應(yīng)的軟件或程序［20］，使推廣應(yīng)用受到一定限制。

以謝爾卡喬夫公式和Arps產(chǎn)量遞減方程為理論依據(jù)，建立一種開發(fā)效果評價圖版，并在海拉爾盆地A區(qū)塊進行實際應(yīng)用，在開發(fā)效果評價研究的基礎(chǔ)上，制定A區(qū)塊綜合調(diào)整措施，以期為水驅(qū)油田開發(fā)效果評價提供一種新的研究思路。

1 圖版建立

本文選用圖版形式評價，根據(jù)評價單元理想情況下的開發(fā)效果與實際開發(fā)效果對比，使不同評價單元落在圖版的不同區(qū)域，能夠形象、直觀地評價各類區(qū)塊的開發(fā)效果。

1.1 圖版建立要求

開發(fā)效果評價圖版應(yīng)滿足以下3個方面的要求：①具備油藏工程或滲流理論依據(jù)，利于工程技術(shù)人員明確導(dǎo)致開發(fā)效果好壞的地質(zhì)或開發(fā)原因；②分類結(jié)果要與動靜態(tài)特征及主要開發(fā)矛盾相匹配，對后續(xù)開發(fā)調(diào)整具有一定指導(dǎo)意義；③圖版需要具備較強的實用性，操作要簡單、方便，以利于推廣應(yīng)用。

1.2 坐標參數(shù)

所選擇的橫、縱坐標參數(shù)，應(yīng)盡可能代表更多的開發(fā)效果影響因素，同時也要具備充分的理論依據(jù)，既能反映油藏先天條件的好壞，又能反映人為因素對開發(fā)效果的影響。

1.2.1 橫坐標參數(shù)優(yōu)選

蘇聯(lián)學(xué)者謝爾卡喬夫建立了采收率和幾個主要影響參數(shù)之間的關(guān)系式，該公式是目前開發(fā)方案設(shè)計中確定合理井網(wǎng)密度的主要方法之一［21］，即

式中：ER為油藏的預(yù)測采收率，%；ED為油藏的水驅(qū)油效率，%；a為井網(wǎng)指數(shù)，取決于油層物性和其中流體的性質(zhì)；S為井網(wǎng)密度，口/km2

式（1）融合了儲層物性、流體性質(zhì)、相滲特征及井網(wǎng)密度等因素，且參數(shù)選取比較方便，代表了油藏在上述條件下的最終采收率，能夠表征理想情況下開發(fā)效果的好壞。

井網(wǎng)指數(shù)決定于油層連通性、水油流度比和非均質(zhì)性特征，根據(jù)國內(nèi)144個開發(fā)單元或油田資料［22］得出

式中：K為空氣滲透率，mD；μo為地層原油黏度，mPa·s。

將式（2）代入式（1），可得

ER為圖版橫坐標參數(shù)，代表理想狀態(tài)下評價單元的預(yù)測采收率，并非實際值，而是以下4個方面開發(fā)因素的綜合反映。①滲透率，屬于儲層物性方面的代表性因素，常與儲層類型、孔隙孔喉特征及沉積類型等有關(guān)，可通過室內(nèi)實驗測定。②地層原油黏度，屬于流體性質(zhì)方面的因素，與原油組成、地層溫度及壓力等因素有關(guān)，一般通過高壓物性實驗測定。③驅(qū)油效率，屬于相滲方面的因素，與巖石類型、孔隙孔喉特征、流體性質(zhì)等因素有關(guān)。可通過室內(nèi)實驗獲得。④井網(wǎng)密度，屬于井網(wǎng)方面的因素，與技術(shù)經(jīng)濟條件有關(guān)，通過實際油水井數(shù)和動用含油面積計算。

1.2.2 縱坐標參數(shù)優(yōu)選

選取固定年限的采出程度作為縱坐標參數(shù)，代表評價單元的實際開發(fā)效果。該年限的確定需要參考油田多數(shù)評價單元的實際開發(fā)時間，如5 a，10 a，當然也可選取最終采收率作為縱坐標參數(shù)。

若部分評價單元開發(fā)時間不足，則根據(jù)Arps產(chǎn)量遞減方程的累積產(chǎn)量預(yù)測公式及評價單元的地質(zhì)儲量，來補足該固定年限的采出程度。符合雙曲遞減、指數(shù)遞減、調(diào)和遞減規(guī)律的固定年限采出程度預(yù)測公式分別為

式中：k為評價單元所選取的固定年限，a；m為目前實際開發(fā)年限（本文中m小于k），a；Rk為第k年的采出程度，%；Rm為第m年的實際采出程度，%；Qm為第m年的年產(chǎn)油量，萬t；Dm為第m年的年遞減率，%；n為遞減指數(shù)，f；N為地質(zhì)儲量萬t。

縱坐標參數(shù)Rk與遞減率、遞減指數(shù)等因素有關(guān)，能夠反映評價單元投入開發(fā)后所采取的開發(fā)方式和綜合調(diào)整措施對開發(fā)效果的影響。

1.3 分類原則

橫、縱坐標參數(shù)計算完成后，需合理劃分各區(qū)塊類別。采用三分法思想，即分為好、中、差3類評價開發(fā)效果。分類原則有2個方面：一是根據(jù)橫、縱坐標參數(shù)范圍，在最大和最小范圍內(nèi)，取整數(shù)界限并盡可能地均分；二是根據(jù)分類單元數(shù)量，盡可能均分，避免某一類別過多或過少。

1.4 圖版建立

根據(jù)分類原則，將評價單元分成3類。越靠近圖版右上方，代表評價單元的開發(fā)效果越好，越接近圖版左下方，代表評價單元的開發(fā)效果越差，相同的地質(zhì)開發(fā)條件下，評價單元與原點連線的斜率越大，說明采出程度越高，開發(fā)效果越好。

2 應(yīng)用實例

2.1 區(qū)塊概況

海拉爾盆地A區(qū)塊為斷塊油藏，構(gòu)造圈閉多以斷鼻、斷塊為主，區(qū)內(nèi)斷層發(fā)育，斷層密度為2.6條/km2，地層傾角較大，平均為16.0°。自下而上發(fā)育T，N1，N2共 3 套油層，主力層位為 T，砂巖、砂礫巖均有發(fā)育，整體上屬于低滲—特低滲儲層，平均滲透率為7.8 mD。原油流動性較好，地層原油黏度為2.0 mPa·s。A區(qū)塊采用邊部結(jié)合點狀注水方式，井距為180～280 m，受經(jīng)濟條件制約，采用一套層系開發(fā)，目前單井產(chǎn)量為4.8 t/d，綜合含水率為55.8%，采出程度為5.6%。

2.2 開發(fā)效果分類

海拉爾盆地A區(qū)塊主要發(fā)育低滲透復(fù)雜斷塊油藏，計算的井網(wǎng)指數(shù)公式系數(shù)與式（2）存在一定差異。根據(jù)A區(qū)塊實際動靜態(tài)開發(fā)資料，校正后該油田井網(wǎng)指數(shù)公式為

A區(qū)塊共有19個斷塊投入注水開發(fā)，注水時間為3～5 a，因此選擇5 a采出程度為縱坐標，注水不足5 a的斷塊，按照式（4）—（6）進行預(yù)測。根據(jù)表1中各斷塊空氣滲透率、地層原油黏度、井網(wǎng)密度、驅(qū)油效率參數(shù)，應(yīng)用式（8）計算橫坐標。

表1 各斷塊評價參數(shù)Table 1 Evaluation parameters for each block

根據(jù)圖版分類原則，建立A區(qū)塊開發(fā)效果評價標準，將開發(fā)效果分為Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類3種類型（分別對應(yīng)好、中、差3類），具體評價標準如表2所列。

表2 A區(qū)塊開發(fā)效果評價標準Table 2 Evaluation standard of development effect for blockA

在橫、縱坐標計算和開發(fā)效果評價標準建立的基礎(chǔ)上，根據(jù)圖版建立方法，建立A區(qū)塊開發(fā)效果評價圖版（圖1），將19個注水斷塊開發(fā)效果劃分為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類?？拷鼒D版右上方的a 34等5個斷塊為Ⅰ類斷塊，開發(fā)效果最好；圖版中部的a 3等7個斷塊為Ⅱ類斷塊，開發(fā)效果中等；左下方的a 28等7個斷塊為Ⅲ類斷塊，開發(fā)效果最差。

圖1 注水開發(fā)效果評價圖版Fig.1 Evaluationchartofwaterfloodingdevelopmenteffect

表3為各類斷塊的地質(zhì)和開發(fā)參數(shù)對比，從對比結(jié)果看，開發(fā)效果評價結(jié)果的區(qū)分度較高。從Ⅰ類斷塊到Ⅲ類斷塊，油藏埋深逐一加深，空氣滲透率、有效厚度等5種其他地質(zhì)參數(shù)均為規(guī)律性減小，注入壓力逐一加大，井網(wǎng)密度、單井日產(chǎn)油等5種其他開發(fā)參數(shù)均為規(guī)律性減小，說明該方法能夠合理區(qū)分各類斷塊，評價結(jié)果也符合對油藏的地質(zhì)及開發(fā)認識。

Ⅰ類斷塊儲層物性好，整體注采狀況較好，但a 34，a 12和a 38斷塊與原點連線的斜率明顯低于整體斜率，開發(fā)效果比預(yù)期差。主要有2個方面的原因：一是斷層下盤儲量動用差。開發(fā)初期構(gòu)造落實程度低，開發(fā)井位普遍與斷層保持了50～100 m的距離，而高部位恰是有效厚度最發(fā)育的區(qū)域，在50 m以上，開發(fā)井距離斷層較遠造成現(xiàn)有井網(wǎng)難以控制斷層下盤儲量；二是注水方向單一，油水井數(shù)比偏高。由于斷塊地層傾角大，初期采用邊部注水，加上內(nèi)部斷層遮擋，造成目前以單向水驅(qū)為主；同時斷塊油水井數(shù)比偏高，達到3.2∶1，注水井負擔(dān)重，部分井區(qū)單井注水量超過100 m3/d，強注、強采造成局部井區(qū)水淹。

表3 注水開發(fā)效果評價結(jié)果Table 3 Evaluation results of water flooding development effect

Ⅱ類斷塊整體注水受效，但斷塊邊部儲層物性差的井區(qū)注水困難，如a 19斷塊邊部空氣滲透率為3.7 mD，受效井比例為27.3%。由于層間非均質(zhì)性強，a 69和a 13斷塊砂礫巖井區(qū)含水率上升快，年含水率上升速度超過11.2%。以上3個斷塊與原點連線斜率低于Ⅱ類斷塊平均水平。

Ⅲ類斷塊整體注水困難，儲層物性最差，未建立有效驅(qū)動，注水受效井比例為22.8%。該類斷塊均是外圍零散小斷塊，儲量和產(chǎn)量規(guī)模均較小，分別占油田的10.5%和5.1%，平均單井日注水6.9 m3/d，5 a采出程度僅3.3%。

2.3 開發(fā)特征及動態(tài)驗證

以上應(yīng)用開發(fā)效果評價圖版將A區(qū)塊開發(fā)效果分為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類3種類型。下面從產(chǎn)量遞減規(guī)律、含水率與采出程度關(guān)系、注采壓差3個方面，研究3種類型油藏的開發(fā)特征，并對圖版法評價結(jié)果進行動態(tài)驗證。

2.3.1 產(chǎn)量遞減規(guī)律

根據(jù)Arps產(chǎn)量遞減方程，區(qū)塊實際動態(tài)數(shù)據(jù)擬合結(jié)果表明，3種類型區(qū)塊均符合雙曲遞減規(guī)律。從圖2可以看出，從Ⅰ類斷塊至Ⅲ類斷塊，產(chǎn)量遞減逐一加快，開發(fā)效果逐一變差，初期遞減率從17.5%/a增加至31.1%/a，遞減指數(shù)從0.512減小至0.130，因此新方法對產(chǎn)量遞減特征的區(qū)分明顯，分類結(jié)果與產(chǎn)量遞減規(guī)律的匹配性良好。造成產(chǎn)量遞減逐一加快的根本原因是儲層物性逐漸變差，空氣滲透率從18.4 mD降低為2.9 mD，滲流能力降低，驅(qū)油效率和產(chǎn)量降低，造成注水受效差、產(chǎn)量遞減快。

圖2 產(chǎn)量遞減曲線Fig.2 Production decline curves

2.3.2 含水率與采出程度的關(guān)系

應(yīng)用童氏校正圖版，研究含水率與采出程度的關(guān)系?？紤]低滲—特低滲透油藏后期提液潛力有限，根據(jù)油田實際技術(shù)、經(jīng)濟參數(shù)，計算A區(qū)塊的極限含水率為90%，根據(jù)該值預(yù)測該區(qū)塊的采收率。從圖3可以看出，3種類別斷塊含水率與采出程度關(guān)系的規(guī)律性較好。Ⅰ類斷塊開發(fā)效果最好，相同采出程度下，含水率上升最慢，目前技術(shù)、經(jīng)濟條件下，預(yù)測采收率為22.6%；Ⅱ類斷塊開發(fā)效果次之，但由于a 69和a 13斷塊含水率上升快，目前已經(jīng)偏離預(yù)測采收率16.3%的理論曲線；相同采出程度條件下，Ⅲ類斷塊含水率上升速度最快，開發(fā)效果最差，但由于整體注水困難，目前主要是低產(chǎn)液含水，油井產(chǎn)水主要為地層水和壓裂液，應(yīng)用童氏校正曲線適用性差。

2.3.3 注采壓差對比

從圖4可以看出，Ⅰ類斷塊由于儲層物性好，注采壓差最小，基本不存在注水困難的問題，注采壓差在30 MPa以下；Ⅱ類斷塊注水壓差次之，但由于邊部井區(qū)注水困難，目前注采壓差已經(jīng)達到38 MPa；Ⅲ類斷塊儲層物性最差，注采壓差最大，整體上注水困難，注采壓差逐年上升，目前已經(jīng)超過40 MPa。新方法對3種類別斷塊的注采壓差的區(qū)分度較好，分類結(jié)果也符合對油藏的動態(tài)認識。

圖3 含水率與采出程度關(guān)系Fig.3 Relationshipbetweenwatercutand recoverydegree

圖4 注采壓差變化Fig.4 Variety of injection-production differential pressure

2.4 綜合調(diào)整措施制定

在開發(fā)效果分類評價基礎(chǔ)上，分析了3種類別斷塊面臨的主要開發(fā)問題，從而指導(dǎo)制定了對應(yīng)的調(diào)整對策，并提出了具體的工作量，實施后取得了良好的效果（表4）。

對于Ⅰ類斷塊，針對高部位斷層下盤儲量動用程度低的問題，優(yōu)選有效厚度超過50 m、投產(chǎn)第一年產(chǎn)量超過10 t/d的井區(qū)，開展斷層附近挖潛，部署21口開發(fā)井，建產(chǎn)能5.4萬t，初期采油井單井產(chǎn)量11.2 t/d；針對水驅(qū)方向單一，油水井數(shù)比偏高的問題，轉(zhuǎn)注高含水率且高產(chǎn)液井16口，改變水驅(qū)方向，油水井數(shù)比降為2.2∶1，新增注水受效井26口，年增油1.56萬t，年減少無效注水23.4萬m3。

對于Ⅱ類斷塊，針對低部位井區(qū)未建立有效驅(qū)動的問題，選擇初期產(chǎn)量在10 t以上的井區(qū)，進行井網(wǎng)加密，注水受效井比例由加密前的36.4%提高至82.3%，單井產(chǎn)量由加密前的2.1 t/d提高到5.2 t/d；針對a 69等砂礫巖斷塊含水率上升快的問題，實施注聚調(diào)剖6口井，措施井區(qū)含水下降14.9%，單井增油1.9 t/d。

對于Ⅲ類斷塊，針對整體注水不受效，有效動用難度大的問題，優(yōu)選a 78斷塊開展壓驅(qū)試驗，實施后采油井注水見效比例從28.6%增加到71.4%，初期單井增油2.9 t/d，注水井單井增注0.21萬m3。

本文提出的開發(fā)效果評價圖版主要適用于注水開發(fā)油田，尤其適用于開發(fā)單元多、地質(zhì)條件復(fù)雜、難以準確錄入過多參數(shù)以及開發(fā)效果差別大的小斷塊油藏。

表4 分類綜合調(diào)整措施Table 4 Comprehensive adjustment measures

3 結(jié)論

（1）考慮儲層物性、流體性質(zhì)、驅(qū)油效率、井網(wǎng)密度、采出程度等因素，依據(jù)謝爾卡喬夫公式和Arps產(chǎn)量遞減方程，建立了一種開發(fā)效果評價圖版，具有應(yīng)用簡單、評價結(jié)果直觀形象等優(yōu)點。

（2）越靠近圖版右上方，評價單元的開發(fā)效果越好；越接近圖版左下方，評價單元的開發(fā)效果越差；同一類別評價單元與原點連線的斜率越大，說明相同的地質(zhì)開發(fā)條件下，采出程度越高，開發(fā)效果越好。

（3）根據(jù)實際區(qū)塊的動態(tài)資料，從產(chǎn)量遞減規(guī)律、含水率與采出程度關(guān)系、注采壓差3個方面驗證了新方法的評價結(jié)果與實際開發(fā)特征相匹配，符合對油藏的動靜態(tài)認識。