儲量動用程度對理論水驅遞減規律的影響分析*

劉英憲 陳曉明

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

遞減率是油田開發規律研究的重要指標之一，已開發油田產量遞減規律是否合理，關系到對油田下一步開發策略的制定和調整。國內已有大量研究人員從不同方面研究了理論遞減率的計算方法和影響因素[1-10]，為科學認識油田遞減規律奠定了重要基礎。目前，在水驅油田開發評價體系中，常用的遞減率分級評價往往依靠實際遞減數據與理論圖版進行對比，以評價目前實際發生的遞減率是否合理[2]。筆者在工作中發現，部分油田在評價過程中，其水驅儲量動用程度的高低往往會對評價結果產生較大的影響。為使評價結果更加科學、合理，筆者分析了水驅儲量動用程度對水驅遞減率理論圖版的影響，供油田開發工作者在實際工作中參考使用。

1 理論水驅遞減規律

文獻[1-6]詳細推導了水驅砂巖油藏理論遞減公式，文獻[1]提出的理論遞減率公式為

(1)

式(1)中：D為遞減率，1/a；fw為含水率，f；Ql為年產液量，104m3；t為時間，a。

引入以下等式變換：

(2)

式(2)中：R為水驅動用儲量采出程度，f；Qo為年產油量，104m3；NR為水驅動用儲量，104m3。

將式(2)代入式(1)并化簡得

(3)

若油田定液量生產，那么

(4)

結合張氏理論含水上升率計算方法[11]與式(4)，即可獲得定液量條件下理論遞減率與含水率的理論圖版；若能獲取油田液量變化規律，利用式(1)即可獲得任意液量變化規律條件下的遞減率理論圖版。需要注意的是，文獻[11]中定義含水上升率為采出1%可采儲量的含水上升值，而本文定義為采出1%動用地質儲量的含水上升值，應用文獻[11]計算時，根據定義簡單修正即可。

2 理論遞減率公式的改進

2.1 改進的依據

我國目前投入開發的水驅陸相沉積油田最重要的特點之一就是儲層橫向變化較快，一套注采井網難以控制全部砂體。圖1是常見的陸相沉積油田注采井網與砂體的匹配關系示意圖，圖中可以反映靜態地質因素影響下的水驅動用情況，對于采油井而言，砂體(b)無法被注入水波及，該類砂體是無法得到水驅動用的。很顯然，未被水驅動用的儲量不應被納入到式(1)與式(2)的計算，否則會引起理論曲線的不準確。而礦場遞減率理論圖版制作過程中往往忽略這種水驅動用程度的差異，直接用地質儲量N代替了水驅動用儲量NR，導致計算結果有所偏差。

圖1 陸相沉積油田注采井間砂體分布示意圖

渤海油田目前投入開發的主力油田均為陸相沉積油藏，多數油田注采井距以300～500 m為主，部分油田達到500 m以上。由于油田內部部分砂體橫向變化較快，導致一套井網對部分砂體無法完全控制，此外個別小層污染以及水竄通道的形成也會影響水驅儲量動用程度的大小[12]。從渤海典型油田的數據統計(2018年)可以發現，絕大多數油田水驅儲量動用程度無法達到100%，大部分油田為80%左右，個別油田在60%左右(表1)。

表1 渤海典型油田水驅儲量動用程度(2018年)

2.2 基于水驅儲量動用程度的理論遞減率公式

基于理論遞減率的推導過程及上述內容，對于水驅動用儲量與地質儲量相差較大的油田，式(3)可表示為

(5)

式(5)中：N為地質儲量，104m3。

若油田定液量生產，那么

(6)

引入水驅儲量動用程度ER=NR/N,可得

(7)

若油田定液量生產，那么

(8)

從式(7)和式(8)可以看出，不同的水驅儲量動用程度會直接影響理論遞減率曲線的幅度。為簡便起見，以定液量開發油藏為例，結合文獻[1]中提供的油田基礎數據，繪制不同水驅儲量動用程度影響下的理論遞減曲線，如圖2所示。從圖2可以看出，相同的采液速度條件下，水驅動用儲量越低，遞減率越大；相反，若油田水驅動用程度得到提高，那么其理論遞減率偏離于原理論曲線向更低方向發展。在油田開發基本維持穩定的條件下，水驅儲量動用程度的變化在一定程度上會影響實際數據點與理論曲線偏差的程度。

需要說明的是，本文提出的修正思路也可直接應用于文獻[1]提出的變液量的理論遞減計算公式。

圖2 不同水驅儲量動用程度影響下的渤海SZ油田理論遞減曲線(采液速度為1.0)

3 實例應用

渤中28S油田是渤海典型整裝油田之一，屬淺水三角州沉積，平均滲透率2 300 mD，孔隙度為32%，地層原油平均黏度為22 mPa·s，于2009年采用人工注水方式投入開發，油田相對滲透率曲線如圖3所示。該油田2011—2016年老區液量基本保持穩定，根據企業標準《海上中高滲透率水驅砂巖油藏開發水平分級》[13]中的方法，結合油田的動態資料情況，本處采用吸水剖面數據統計法計算得到水驅動用程度，如表2所示。從表2可以看出，由于油田較強的非均質性，隨著注水的不斷深入，會出現較強的注入水單層、單向突進現象，進而導致水驅動用程度隨含水的增加出現了不同幅度的下降。直至2016年通過加大分層調配力度并輔以調驅、調剖等手段，該油田水驅動用程度下降趨勢才得到了較大緩解。

圖3 渤中28S油田相對滲透率曲線

表2 渤中28S油田開發基本數據表

3.1 定液量理論遞減分析

在2011—2016年期間，該油田老區年產液量變化幅度較小，因此，結合油田實際生產形勢，首先采用定液量方式對理論遞減情況進行分析。取該油田2011—2016年均采液速度為6.25%，利用文獻[11]提供的方法，獲得含水率與含水上升率之間的結果，結合式(6)繪制不同水驅儲量動用程度條件下的理論遞減率圖版，同時，將歷史數據與理論遞減率曲線進行對比，如圖4所示。

圖4 渤中28S油田歷年遞減率與理論遞減關系對比圖

從圖4可以看出，該油田自然遞減率持續降低，若不考慮動用程度變化(即動用程度為1.0)，實際數據點逐步偏離理論曲線，且差距有逐步增加的趨勢。當引入儲量水驅動用程度后，實際數據明顯與新方法的遞減規律吻合程度更好，表明新方法能夠更加合理地描述油田理論遞減趨勢，同時也說明在實際動態分析過程中應注意水竄、無效水循環等原因造成的水驅動用程度下降而導致的遞減率變化問題。因此，在開發效果評價過程中應考慮到該情況，以合理分析遞減率偏離原理論曲線的原因，制定相應的注采調整策略。

3.2 變液量理論遞減分析

雖然在2011—2016年期間該油田老區實際產液量變化較小，但并不代表該生產情況一定符合該類油田開發規律和地下能力。為進一步分析遞減的合理性，利用油田相滲數據繪制了無因次比采液指數曲線，如圖5所示。從圖5可以看出，根據無因次比采液指數曲線，該油田在含水超過30%后具備液量進一步提高的趨勢，但油田投產后由于注水能力、井網完善以及出砂等因素影響，油田老區產液量在很長一段時間內一直維持穩定。為進一步分析油田合理遞減水平，在定液量理論遞減分析的基礎上，引入文獻[1]的方法，繪制了考慮液量上升的理論圖版(動用程度0.8)，如圖6所示。

圖5 渤中28S油田無因次比采液指數曲線

圖6 渤中28S油田歷年遞減率與理論遞減關系對比圖

從圖6可以看出，對于注水開發油田而言，在地層能量得到較好保持的前提下，如果油田產液能力得到釋放，可以使油田自然遞減得到進一步降低。這表明，在油田開發過程中，應重視注水以保證地層能量，并在此基礎上確保油田液量得到釋放，不僅有助于產量的提高，也有助于切實改善油田開發指標。

4 結論

在理論遞減率模型計算公式中引入水驅儲量動用程度，對已有的遞減率理論曲線算法進行修正，使其更符合油田開發實際，對油田實際工作中的動態分析與開發評價更具有現實意義。在依靠理論遞減率進行開發效果評價過程中，對于儲層橫向變化快、注采連通性較差的油田，應充分考慮水驅儲量動用程度的影響，以使評價結果客觀、合理。需要注意的是，理論遞減曲線是否具有代表性，很大程度上取決于該油田相滲曲線所對應的含水上升規律能否準確描述油田真實的含水上升規律，因此應用中需要根據實際情況做具體分析。