水驅(qū)特征曲線在東河砂巖油藏可采儲量預(yù)測中的應(yīng)用

姜翠蘋，周 飛，魯洪江

（1.西南石油大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院，四川成都 610500；2.塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒 841000；3.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川成都 610059）

水驅(qū)特征曲線是油田常用的預(yù)測油藏開發(fā)動態(tài)和標(biāo)定油藏采收率的一種重要方法。實踐表明，天然水驅(qū)或注水開發(fā)的油藏，進入中高含水開發(fā)階段以后，在開發(fā)方式不變、井網(wǎng)方式不變的條件下，累產(chǎn)油與累產(chǎn)水或累產(chǎn)油與累產(chǎn)液之間通常表現(xiàn)為一種半對數(shù)直線關(guān)系，這種關(guān)系就是常用的甲型和乙型水驅(qū)特征曲線。在油藏實施開發(fā)調(diào)整以后，直線出現(xiàn)拐點，變成另外一條直線。根據(jù)這種特征，結(jié)合不同油藏實際動態(tài)資料，前人已建立包括甲乙丙丁在內(nèi)的十多種水驅(qū)特征曲線，并用水驅(qū)特征曲線來預(yù)測油藏生產(chǎn)過程中的含水率、油水產(chǎn)量、采收率以及可采儲量等開發(fā)指標(biāo)。

1 水驅(qū)特征曲線的類型

1.1 幾種常用的水驅(qū)規(guī)律曲線

1.1.1 甲型特征曲線 累積產(chǎn)油量和累積產(chǎn)水量的關(guān)系式為：logWp＝a＋bNp

式中：Wp－累積產(chǎn)水量，萬噸；Np－累積產(chǎn)油量，萬噸；a、b－常數(shù)，無量綱。

使用該式預(yù)測油田綜合含水率達到某一經(jīng)濟極限值時的可采儲量為：

式中：NR－原油可采儲量，萬噸；fWL－極限含水率。

1.1.2 乙型特征曲線 累積產(chǎn)油量和累積產(chǎn)液量的關(guān)系式為：logLp＝a＋bNp

式中：Lp－累積產(chǎn)液量，萬噸。

使用該式預(yù)測油田綜合含水率達到某一經(jīng)濟極限值時的可采儲量為：

1.1.3 丙型特征曲線 累積液油比與累積產(chǎn)液量表達的水驅(qū)公式為：LpNp＝a＋bLp

1.1.4 丁型特征曲線 丁型水驅(qū)曲線法的關(guān)系式為：LpNp＝a＋bWp

2 水驅(qū)特征曲線應(yīng)用

2.1 東河砂巖油藏水驅(qū)特征類型判斷

截止到2010年8月，利用東河砂巖油藏實際開發(fā)數(shù)據(jù)，按照上述公式，繪制四種水驅(qū)特征曲線（見圖1，圖2，圖3，圖4）；同時計算出達到極限含水率98%時的每種水驅(qū)特征曲線對應(yīng)的可采儲量，結(jié)合東河砂巖油藏2008年上報標(biāo)定可采儲量以及2010年數(shù)值模擬預(yù)測20年的結(jié)果（見表1），優(yōu)選出東河砂巖油藏目前水驅(qū)特征曲線類型。

圖1 東河砂巖油藏甲型水驅(qū)特征曲線

圖2 東河砂巖油藏乙型水驅(qū)特征曲線

圖3 東河砂巖油藏丙型水驅(qū)特征曲線

2008 標(biāo)定并上報可采儲量2002.32萬噸，考慮2009-2010年新鉆投產(chǎn)12口井、在純油區(qū)轉(zhuǎn)注3口井并建立11個注水井組的較完善的注采系統(tǒng)，預(yù)計可增加可采儲量300萬噸。從表1可以看出，這四種水驅(qū)特征曲線計算的可采儲量相比，丁型水驅(qū)特征曲線計算的數(shù)值最小而且誤差最大，可以判斷出東河砂巖油藏目前水驅(qū)特征曲線不符合該種水驅(qū)特征。標(biāo)定可采儲量和數(shù)值模擬預(yù)測20年的可采儲量與甲型水驅(qū)特征曲線所預(yù)測的可采儲量最為接近，認(rèn)為東河砂巖油藏較適合采用甲型水驅(qū)特征曲線做可采儲量預(yù)測。

表1 東河砂巖油藏四種水驅(qū)特征曲線計算可采儲量表

表2 東河砂巖油藏各分區(qū)基礎(chǔ)參數(shù)統(tǒng)計（截止到2010-08）

圖4 東河砂巖油藏丁型水驅(qū)特征曲線

2.2 預(yù)測東河砂巖油藏各分區(qū)可采儲量

從表1可知，對東河砂巖全油藏采用甲型水驅(qū)特征曲線預(yù)測的可采儲量比標(biāo)定可采儲量、數(shù)值模擬預(yù)測稍微偏大，分析主要原因為：東河砂巖油藏分為純油區(qū)和兩相區(qū)，純油區(qū)注水開發(fā)，目前含水36.5%，比兩相區(qū)低10%以上,使得全油藏水驅(qū)特征曲線偏向油軸。因此，東河砂巖油藏需要進行分區(qū)可采儲量預(yù)測。

東河砂巖油藏原油物性變化較大，根據(jù)原油密度、粘度、產(chǎn)量、壓力、天然能量強弱、含水上升特征差異等，可以分為6個區(qū)：111 井區(qū)、4-23 井區(qū)、4-2 井區(qū)、4-15 井區(qū)、4-46 井區(qū)、4 井區(qū)，各分區(qū)具體基礎(chǔ)參數(shù)（見表2）。

利用甲型水驅(qū)特征曲線和遞減法預(yù)測上述分區(qū)可采儲量，結(jié)果（見表3）。其中4-2 井區(qū)和4-23 井區(qū)目前含水率低于40%，不滿足適用水驅(qū)特征曲線的條件，所以采用產(chǎn)量遞減規(guī)律（雙曲線遞減）預(yù)測可采儲量。從表3可以看出，在目前井網(wǎng)和開發(fā)方式條件下，預(yù)測整個東河砂巖油藏可采儲量2530.12萬噸，采收率為38.5%。

表3 東河砂巖油藏各分區(qū)預(yù)測可采儲量表

2.3 預(yù)測綜合含水率以及產(chǎn)水量

3 結(jié)論

（1）利用實際生產(chǎn)資料，繪出東河砂巖油藏四種水驅(qū)特征曲線，結(jié)合標(biāo)定可采儲量以及最新數(shù)值模擬計算結(jié)果，認(rèn)為目前東河砂巖油藏水驅(qū)特征曲線類型為甲型。

（2）根據(jù)流體性質(zhì)分布、天然能量強弱、含水上升特征差異等將東河砂巖油藏劃分為6個區(qū)，對其中4個區(qū)采用甲型水驅(qū)曲線預(yù)測可采儲量，對2個區(qū)采用雙曲線遞減法預(yù)測可采儲量，進一步提高了可采儲量預(yù)測精度。

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