一種基于液油比的含水率預測方法研究與應用

葉 鋒

中國石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010

0 前言

目前， 國內已開發(fā)水驅油藏中除低滲透油藏外，大多已進入“雙高”階段，以喇薩杏為代表的中高滲透砂巖油藏綜合含水己超過90%， 以任丘為代表的裂縫性碳酸鹽巖油藏綜合含水、 可采儲量采出程度都達90% 左右，主力油藏均已進入開發(fā)后期［1-2］。隨著越來越多的油藏進入特高含水期， 準確預測含水率變化對制定油藏調整政策、改善開發(fā)效果、提升整體經濟效益顯得越來越重要［3］。

含水率預測方法目前主要分為數(shù)值模擬法、水驅特征曲線法、模型預測法等［4-9］。 但對特高含水期油藏，許多含水率預測方法適應性差，例如甲型和乙型水驅特征曲線在含水率超過90% 后開始上翹， 使預測精度大大降低［10］。 本文從油藏滲流規(guī)律出發(fā)，分析了無因次采油、采液指數(shù)變化規(guī)律，并且利用丙型水驅特征曲線，建立了基于液油比的含水率預測理論公式。

1 采液/采油指數(shù)變化規(guī)律分析

采液/采油指數(shù)是衡量油井生產能力的重要指標，也是油田進行產能預測和抽油機選型的重要依據(jù)之一。 某一含水率下的無因次采液指數(shù)是實際采液指數(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油井采液能力的指標， 它只與儲層類型和油藏流體性質有關。無因次采液指數(shù)與相對滲透率的關系為［11］：

式中：fw為綜合含水率，%；μo，μw分別為地層原油黏度和地層水黏度，mPa·s；JOD為無因次采油指數(shù)；JOL為無因次采液指數(shù)；kro(Sw)為油相滲透率；kro(Swi)為初始含水飽和度的油相滲透率；krw(Sw)為水相滲透率；krw(Swi)為初始含水飽和度的水相滲透率。

實驗及礦場分析表明，油藏進入特高含水階段后儲層的孔隙度、滲透率、潤濕性等均發(fā)生了顯著變化，而這些也是影響相對滲透率的主要因素［12-14］。

以遼河油區(qū)歡喜嶺油田錦16 塊中高滲透油藏為例，利用計算公式以及相對滲透率曲線的實驗數(shù)據(jù)，求出無因次采液/采油指數(shù)，并繪制曲線（見圖1）。

由圖1 可知，錦16 塊隨著含水率的上升，無因次采液指數(shù)逐漸升高，無因次采油指數(shù)逐漸降低，呈現(xiàn)3 個變化階段：在中含水期（含水率20%～60%）以前，采液/采油指數(shù)變化幅度不大；高含水期（含水率60%～90%），采油指數(shù)大幅度下降，采液指數(shù)開始快速上升；特高含水期（含水率大于90%）， 無因次采液指數(shù)出現(xiàn)上升拐點后急劇上升，無因次采油指數(shù)下降幅度進一步變大。

圖1 含水率和無因次采液/采油指數(shù)的關系曲線

對比各含水階段采液/采油指數(shù)與含水率的關系曲線，隨著油田所處含水階段不同，無因次采液/采油指數(shù)變化幅度均呈上升趨勢， 尤其是進入特高含水階段以后， 無因次采液指數(shù)變化幅度明顯高于無因次采油指數(shù)，即油田進入特高含水期后，對含水率變化敏感的液油比這項指標更能反映這一時期的指標變化趨勢。 因次，建立液油比與產液量關系模型預測含水率變化具有重要意義。

2 液油比預測模型的理論推導

基于油田常用的西帕切夫水驅特征曲線，通過累積產油量和累積產液量等指標對時間求導數(shù)，得到年產油量、年產液量等指標，再根據(jù)液油比的定義推導出相關數(shù)學模型。

西帕切夫水驅特征曲線形式為：

式中：Lp為累積產液量，104t；Np為累積產油量，104t；a，b分別為丙型水驅特征曲線的截距與斜率。

將式（4）變形得：

將式（5）等號兩邊對時間t 求導數(shù)得：

式中：QO為年產油量，104t；QL為年產液量，104t。

由式（6）可知：

由式（8）可知，液油比與累積產液量呈二項式關系。

根據(jù)含水率與液油比關系可知：

將式（8）代入式（9）得含水率與累積產液量的關系式：

式（10）即為本次建立的基于液油比的含水率預測模型，是一個單調遞減的函數(shù)，隨著累積產液量的增加，含水上升速度逐漸減緩，符合進入穩(wěn)定水驅油藏中后期含水率變化規(guī)律。

3 實例應用

錦16 塊構造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡歡喜嶺油田中部，開發(fā)目的層為沙河街組興隆臺油層，是一個層狀砂巖邊底水稀油油藏。斷塊于1979 年4 月開始注水開發(fā)，1992 年含水率達到83%，1999 年進入特高含水開發(fā)階段。

利用丙型水驅曲線含水率預測方法［15］及本文提出的含水率預測方法對比，選取1992～2004 年穩(wěn)定水驅階段數(shù)據(jù)點進行擬合，再用2005～2010 年數(shù)據(jù)進行驗證。

根據(jù)式（4）和丙型水驅曲線（見圖2），得到錦16 塊丙型水驅曲線特征公式為：

由陳元千等人［15］得到含水率預測公式為：

圖2 錦16 塊丙型水驅特征曲線圖

根據(jù)式（8）繪制液油比與累積產液量關系曲線（見圖3），得到錦16 塊液油比與累積產液量二項關系式為：

圖3 錦16 塊液油比與累積產液量關系曲線圖

則由式（10）得到含水率預測公式為：

根據(jù)錦16 塊2005～2010 年實際累積產油和累積產液量，利用式（12）、（14）兩種模型，分別預測含水率變化情況（見表1）。

表1 兩種方法預測結果與實際值對比

由表1 可見，本文建立的基于液油比的含水率預測方法得到的預測結果相對誤差在0.8%以內，而基于丙型水驅特征曲線的傳統(tǒng)含水率預測模型預測結果相對誤差在2.4%～3.9%，與實際值偏差較大，說明本文建立的新模型在特高含水期含水率預測上具有更強適應性。

4 結論

a）高/特高含水期油藏， 由于累積產油/產液量等參數(shù)已經很大，含水率對累積量的細微變化不敏感，傳統(tǒng)預測公式預測的含水率與實際偏差較大。

b） 新建立的基于液油比含水率預測模型更加符合油藏生產實際，具有較大的推廣意義。

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