復雜河流相KL油田初期產能評價及影響因素分析

陽曉燕,張建民,張占華,吳小張,溫慧蕓,張　博

(中海石油(中國)天津分公司渤海石油研究院,天津 300452)

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復雜河流相KL油田初期產能評價及影響因素分析

陽曉燕,張建民,張占華,吳小張,溫慧蕓,張博

(中海石油(中國)天津分公司渤海石油研究院,天津 300452)

近年來，渤海南部以復雜河流相油田為主的多個油田相繼投產，整體產能與油田開發方案設計較為一致，但是單井產能差異較大。為了合理地進行產能評價，以渤海南部KL油田群為例,將油田投產初期產能與ODP方案產能進行對比，詳細剖析了比采油指數、儲層厚度、儲層物性、時間校正系數及層間干擾系數等因素對產能評價的影響,并對比采油指數、時間校正系數、層間干擾系數提出了新的校正方法，首次提出利用電阻率校正比采油指數，多元回歸法確定層間干擾系數。

河流相油田；產能評價；影響因素；比采油指數；時間校正系數；層間干擾系數

產能是油氣儲層動態特征的一個綜合指標，是油藏工程研究的重要環節，在油價持續低迷的情況下，合理的產能評價對油藏方案的編制至關重要[1-3]。國內學者在產能評價領域進行了廣泛研究，李長亮提出采用油嘴產能指數的大小來評價油井產能的高低[4]，成良丙提出產能與測井相關參數具有相關性[5]，然而這些方法在渤海復雜河流相油田應用效果不佳。

KL油田群位于渤海南部海域，構造均受斷層控制，形成眾多的斷鼻、斷塊及斷背斜圈閉，斷裂系統復雜。根據層序地層劃分結果，目的層自上而下依次是明化鎮組、館陶組、東營組、沙河街組。目的層位不同，儲層物性不同，孔隙度平均26.7%，滲透率平均736×10-3μm2，為中高孔滲儲層；地面原油密度0.841～0.930g/cm3，地層原油黏度1.4～16.1 mPa·s，為中輕質油藏[6]。海上油田測試成本高，監測資料少，校正系數常用經驗值，準確評價產能難度大。

1　開發井產能與ODP方案設計對比

KL油田群總體開發方案(ODP)設計生產井44口，平均產能為149 m3/d，油田投產初期平均產能為150 m3/d，油田群平均產能與方案設計一致，但是從各油田單井初期產能來看，實際產能與ODP產能差異較大(圖1)。

2　開發井產能影響因素分析

定向井產能Q的計算公式為：

(1)

式中：Jom——比采油指數，m3/(d·MPa·m)；H——生產厚度，m； ΔP——生產壓差，MPa；K——井段實際滲透率，10-3μm2；KDST——測試層滲透率，10-3μm2；μDST——測試層地層原油黏度，mPa·s；μo——生產層地層原油黏度，mPa·s；α——時間校正系數；β——層間干擾系數。

由公式(1)可知，影響產能的因素較多，流體性質為固有屬性，在產能評價階段和鉆后實際生產中認為黏度保持不變，生產壓差在沒有方案重大變更的情況下，通常沿用ODP方案的數值。

2.1比采油指數

由圖2可知，油井投產后，比采油指數隨著時間不斷降低，尤其在初期，比采油指數降幅明顯，生產一年后，比采油指數逐漸趨于穩定。

考慮到實際生產過程中儲層會受到污染，海上油田ODP配產過程中，將實測比采油指數校正到表皮系數為5時進行配產，為一定值。鉆后比采油指數與ODP值相比經常不一致，原因較多，受探井費用限制，測試資料有限，一個油田不能保證每口探井都進行測試，再加上復雜河流相油田斷塊特征明顯，各個斷塊區域儲層物性、流體性質通常會有差異，沒有測試資料的井區通常是借用鄰井或者大概相似的井區的比采油指數，這必然帶來誤差；另外探井測試時的比采油指數大于實際生產后的比采油指數，主要有兩方面原因：一是因為探井測試時間短，油井生產尚未達到穩定狀態，滲流半徑小，阻力??；二是因為在同一開發區塊內,探井一般處在構造最有利部位,儲層物性、油層厚度等條件一般要好于開發井。

圖1　ODP方案與鉆后實際產能對比

圖2　比采油指數隨生產時間變化

從比采油指數的定義可以看出[7]，其與流度具有較好的線性相關性，然而從實際數據可以看出(圖3)，開發井比采油指數與流度關系并不好，常規測井解釋滲透率求解方法通常是先根據中子曲線得出孔隙度，然后再根據實驗室巖心分析的孔隙度和滲透率建立巖石物性解釋模型求取滲透率，河流相儲層所獲取的巖心本身代表性比較差，所以在求取滲透率過程中誤差較大。本文首次提出利用電阻率校正比采油指數，從各油田開發井的實際資料看，比采油指數與電阻率相關性非常好(圖4)，在后期配產過程中可推廣應用。

圖3　各油田比采油指數與流度關系曲線

圖4　各油田比采油指數與電阻率關系曲線

2.2儲層厚度

渤海復雜河流相油田普遍具有稀疏探井控制、河道儲層連續性較差、儲層橫向變化大和單層砂體厚度薄的特征。探井位于主分流河道處，鉆遇油層厚度較厚。ODP井位設計階段，厚度采用儲量單元油層的有效厚度值，儲層橫向變化的發育風險考慮不全面。鉆后開發井證實，河流相油田儲層橫向變化較快，位于主分流河道儲層厚度較厚，分流河道寬度較窄，分流河道邊部儲層厚度較薄(圖5)，使得鉆后開發井儲層厚度與ODP配產階段差異較大。

圖5　復雜河流相油田探井及開發井實鉆厚度

2.3儲層物性

由于河道的遷移擺動，在基準面下降時期，河道砂體多期疊置，同時，內部隔、夾層發育導致儲層縱、橫向非均質性強，物性平面上變化快，在較小范圍內常出現儲層物性的差異。另外，除了儲層的固有屬性外，還有工程方面的影響，壓裂射孔等增產措施能提高油井有效滲透率,但在鉆完井過程中也會因措施不及時傷害儲層,降低油井有效滲透率。

2.4時間校正系數

在ODP方案設計產能計算過程中，時間校正系數α的取值通常根據測試時間、儲層和流體的特點，根據經驗進行取值，取值范圍為0.5～0.9，誤差較大。蔡暉就時間校正系數提出了校正方法[8]，該方法沒有考慮生產過程中表皮污染。本文依據不同壓力波傳播階段流體的滲流規律，重新推導出計算油井測試時間校正系數的計算公式。

在測試過程中，根據采油指數的定義[9]有：

(2)

假定油藏是圓形的，其半徑為re，具有恒壓供給邊界，供給邊界壓力為pi，生產中滲流進入穩定期的采油指數表達式為[10]：

(3)

式中：JoDST——測試時采油指數，m3/(MPa·d)；Jo——生產時采油指數，m3/(MPa·d)；pi——原始地層壓力，MPa；pwf(t)——t時刻的井底流壓，MPa；q——t時刻的地面產量，m3/d；μ——地層原油黏度，mPa·s；K——滲透率，10-3μm2；h——油層厚度，m；rw——油井半徑，m；re——供給半徑，m；η——導壓系數；tDST——測試時間，h；t——生產時間，h；Bo——原油體積系數。

測試時間校正系數定義為擬穩定或者穩定生產時的采油指數除以測試時的采油指數，即：

(4)

2.5層間干擾系數影響

用單層測試比采油指數確定多層合采產能時，層間干擾系數β通常根據儲層的非均質性、地層壓力系數等因素[11]，采用類比法取值或根據經驗進行取值，取值范圍為0.5～0.9。利用類比法得到的值往往和實際情況差異較大，而經驗取值在很大程度上取決于油藏工程師的經驗，兩種方法的誤差均較大。

本文提出利用評價階段與生產階段比采油指數與電阻率回歸關系的斜率比值，確定綜合系數(圖6)。綜合系數是時間校正系數與層間干擾系數的乘積，結合時間校正系數的新方法，可確定每口井的層間干擾系數，利用多元回歸方法對層間干擾系數進行回歸。

圖6　不同類型井比采油指數與電阻率關系曲線

設因變量y與自變量x1，x2，…xm共有n組實際數據。

假定因變量y與自變量x1，x2，…xm間存在線性關系，其數學模型為：

yj=β0+β1x1j+β2x2j+…+βmxmj+εj

(j=1,2,…,n)

(5)

式中：x1，x2，…，xm為可以觀察的一般變量；y為可以觀察的隨機變量，隨x1，x2，…，xm而變，受試驗誤差影響；εj為相互獨立且都服從N(0，σ2)的隨機變量。

記：

則模型可寫成： Y=Xβ+ε

考慮到層間干擾系數影響因素的復雜性,盡可能采用多因素作為自變量，并綜合考慮均質系數、滲透率級差、射孔總層數。以單井所求的層間干擾系數為因變量，采用油田群實際生產數據，由多元線性回歸模型可求得自變量X和觀測值Y矩陣。從而由回歸系數公式可計算得到該回歸模型系數為：

β=(X′Y)-1X′Y=

(0.2289,0.4171,-0.00005,0.0067)

3　結論

(1)通過對油田投產初期與ODP方案的產能進行對比，詳細剖析了比采油指數、儲層厚度、儲層物性、時間校正系數、層間干擾及測試時間等因素對產能評價的影響。

(2)比采油指數的準確取值對油田的產能研究意義較大，通過油田大量生產動態數據分析，提出比采油指數校正新方法，首次提出根據開發井電阻率實測值校正比采油指數；采用油藏工程方法對時間校正系數進一步修正，同時根據實際生產數據，首次利用多元回歸方法確定層間干擾系數。

(3)比采油指數、層間干擾系數等校正新方法可以有效指導油田產能評價。

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編輯：王金旗

1673-8217(2016)05-0063-04

2016-04-27

陽曉燕，工程師，碩士，1986年生，2008年畢業于中國石油大學(北京)石油工程專業，現主要從事油藏工程方面的研究。

國家重大專項“海上油田叢式井網整體加密及綜合調整油藏工程技術應用研究”(2011ZX05024-002-007)資助。

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