唐慧敏，汪金明，張 騫，湯明光，于成超

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司南海西部石油研究院，廣東湛江 524057）

某海域強(qiáng)非均質(zhì)性砂巖油藏分布范圍廣、儲量規(guī)模大，是未來開發(fā)的主力油藏。該類油藏地質(zhì)特征復(fù)雜，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，目前開發(fā)階段開發(fā)水平認(rèn)識不清，難以提出有效的調(diào)整挖潛措施。目前國內(nèi)外常用的開發(fā)水平分級體系為復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)水平行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，評價指標(biāo)分類范圍廣，且針對所有地質(zhì)條件的油藏均相同，無法體現(xiàn)強(qiáng)非均質(zhì)性油藏開發(fā)水平的區(qū)別，或采用該行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)無法真實反映其開發(fā)水平。故亟需一套適應(yīng)海上強(qiáng)非均質(zhì)性水驅(qū)砂巖油藏的開發(fā)水平體系，量化現(xiàn)階段開發(fā)水平及存在問題，精細(xì)挖潛剩余油[1-2]。

1 開發(fā)水平分級新體系的建立

1.1 儲層分類評價

強(qiáng)非均質(zhì)性油藏開發(fā)水平分級離不開油藏先天地質(zhì)條件評價，客觀存在的儲層非均質(zhì)性決定油藏內(nèi)部不同開發(fā)單元間地質(zhì)條件的差異。即儲層發(fā)育程度和物性差異是決定油藏開發(fā)水平的重要基礎(chǔ)，儲層分類評價時需結(jié)合油藏地質(zhì)條件選擇不同的地質(zhì)因素進(jìn)行儲層分類評價[3-7]。不同油藏地質(zhì)參數(shù)權(quán)重不同，本文選擇在眾多領(lǐng)域廣泛應(yīng)用的灰色關(guān)聯(lián)法確定地質(zhì)參數(shù)的理論權(quán)數(shù)[8-9]，然后對各評價參數(shù)進(jìn)行自我標(biāo)準(zhǔn)化，選擇越大越優(yōu)型和越小越優(yōu)型數(shù)據(jù)處理方法，將評價參數(shù)自我得分與其權(quán)重相乘得各參數(shù)的單項得分，累積后即可得到綜合得分，根據(jù)綜合得分情況進(jìn)行儲層綜合分類。

1.2 開發(fā)井網(wǎng)適應(yīng)性評價

開發(fā)水平分級與后期人為影響因素密切相關(guān)，需對現(xiàn)階段井網(wǎng)形式、井網(wǎng)密度及注采井距進(jìn)行綜合評價。海上油田開發(fā)投資大、操作成本高，難以實現(xiàn)小井距、密井網(wǎng)，不規(guī)則大井距井網(wǎng)對儲量分散、面積小的復(fù)雜斷塊油藏適應(yīng)性更強(qiáng)，評價時從現(xiàn)有井網(wǎng)是否兼顧構(gòu)造與沉積相認(rèn)識形成有效注采關(guān)系、吸水能力保障、井?dāng)?shù)是否滿足平衡注采需求及是否有效控制儲量開展[10-12]。

1.3 新體系建立

初始評價時采用復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)水平行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，分類范圍廣，導(dǎo)致評價結(jié)果靶區(qū)均處于一類開發(fā)水平，同時含水評價是與ODP開發(fā)方案對比，方法不合理，分類不理想，評價結(jié)果與實際油藏認(rèn)識不符。本文以《渤海海域水驅(qū)砂巖油藏開發(fā)指標(biāo)評價標(biāo)準(zhǔn)》[13]為基礎(chǔ)，對比評價指標(biāo)的實際值與理論值，相對標(biāo)準(zhǔn)評價方法更科學(xué)。結(jié)合開發(fā)水平與巖石孔隙結(jié)構(gòu)特征、儲集層滲流特征及儲集層分布特征的關(guān)聯(lián)性高低篩選：井網(wǎng)完善程度是影響采收率的關(guān)鍵，選擇水驅(qū)儲量控制和動用程度反映；選擇存水率、地層能量保持水平反映注入水利用率和注水效果；相滲曲線是儲層物性和巖石學(xué)特征的綜合反映，影響含水上升狀況、產(chǎn)量及儲采狀況[14-15]。綜上所述，選取水驅(qū)儲量控制及動用程度、存水率、地層能量保持水平、含水上升率、產(chǎn)量遞減率及采收率[16]七個指標(biāo)進(jìn)行開發(fā)水平分級（表1）。

表1 水驅(qū)砂巖油藏開發(fā)水平分級標(biāo)準(zhǔn)表

1.3.1 含水上升率評價方法改進(jìn)

傳統(tǒng)分流量方程法計算含水上升率時以相滲曲線為分析基礎(chǔ)（式（1）、式（2））。實際應(yīng)用發(fā)現(xiàn)：靶區(qū)截至2019年8月31日，采出程度13.7%，綜合含水46.0%，實際含水上升速度較緩，但含水上升率評價系數(shù)均處于二、三類，與實際認(rèn)識不符。

式中：fw為含水率，%；qw、qo為產(chǎn)水、油量，m3/d；R為采出程度，%；Swi為原始含水飽和度，%。

含水上升率為每采出1%的地質(zhì)儲量含水的升值，分母為采出程度之差，傳統(tǒng)的分流量方程法以巖心實驗驅(qū)油效率代替整個區(qū)塊采出程度，忽略了水驅(qū)體積波及系數(shù)影響。實際油藏開發(fā)過程中，隨著開發(fā)逐步增大，水驅(qū)體積波及系數(shù)是動態(tài)變化的。故整個區(qū)塊的階段采出程度小于或等于巖心驅(qū)油效率，這樣勢必會造成計算理論含水上升率偏小，含水上升率評價系數(shù)偏大，評價結(jié)果偏差。故引入水驅(qū)體積波及系數(shù)EV，將驅(qū)油效率轉(zhuǎn)化為采出程度，改進(jìn)傳統(tǒng)的分流量方程法[17]。

式中：ER為采收率，f；Ed為驅(qū)油效率，f；EV為水驅(qū)體積波及系數(shù)，f；EA為面積波及系數(shù)，f；Eh為縱向波及系數(shù)，f。

A油田主力層為9采5注井網(wǎng)，構(gòu)成不完善排狀正對井網(wǎng)，采用排狀正對井網(wǎng)窄條狀斷塊油藏面積波及系數(shù)計算公式。

式中：a為井網(wǎng)排距，m；b為井距，m；M為油水流度比；φ1為復(fù)雜邊界校正系數(shù)；f1為井網(wǎng)完善校正系數(shù)。

利用砂體寬厚比計算縱向波及效率，據(jù)單井平均單層有效厚度計算單砂體寬度，與實際注采井距比較，若單砂體寬度小于實際注采井距，則認(rèn)為該小層動用，反之則未動用。

以A1井為例，該井含水64.0%，甲型水驅(qū)特征曲線已出現(xiàn)明顯直線段，分別選擇傳統(tǒng)和改進(jìn)后的分流量方程法及甲型水驅(qū)特征曲線法計算A1井理論含水上升率。相滲曲線選擇實測探井?dāng)?shù)據(jù)。三種方法計算含水率與含水上升率曲線對比詳見圖1。由圖1可知，傳統(tǒng)的分流量方程法計算理論含水上升率偏小，與甲型水驅(qū)特征曲線形態(tài)差異較大，而改進(jìn)后的分流量方程法與甲型水驅(qū)特征曲線形態(tài)更為接近。將改進(jìn)后的分流量方程法應(yīng)用到靶區(qū)縱向上各油組和A2井組，結(jié)果見表2，表現(xiàn)為縱向上各油組、主力層平面各井組分別處于一類、二類開發(fā)水平，與實際認(rèn)識相符；且與實際含水上升率更接近，擬合效果更好，再次證實改進(jìn)方法的合理性。

圖1 A1井理論含水上升率對比曲線

表2 改進(jìn)前后含水上升率評價結(jié)果對比

1.3.2 剩余可采儲量采油速度

針對海上油田開發(fā)“高投資、高風(fēng)險、高速度”的特點，平臺及海管的壽命一般固定在20～30年。開發(fā)年限受限，在保證采收率的前提下開發(fā)年限越短越好，因此剩余可采儲量采油速度的大小不僅影響開發(fā)效果，同時決定項目的經(jīng)濟(jì)效益，故在開發(fā)水平分級中有必要對剩余可采儲量采油速度進(jìn)行評價（表3）。

表3 剩余可采儲量采油速度評價標(biāo)準(zhǔn)表

1.3.3 水驅(qū)儲量控制程度

常見方法有分油砂體法和概算法，但均未考慮儲層非均質(zhì)性，造成分析結(jié)果偏大。考慮到靶區(qū)強(qiáng)非均質(zhì)性，計算單元細(xì)分到井區(qū)并引入校正系數(shù)，理論值為產(chǎn)量降到廢棄產(chǎn)量時最大水驅(qū)體積波及系數(shù)，與砂體規(guī)模、沉積相等有關(guān)，河流相和三角洲沉積儲層的校正系數(shù)為0.78～0.8和0.9，消除誤差。

1.3.4 水驅(qū)儲量動用程度

常見方法為丙型水驅(qū)特征曲線法。靶區(qū)目前綜合含水49%，尚未達(dá)到其適應(yīng)條件，故本次研究不做重點研究指標(biāo)。

1.3.5 產(chǎn)量綜合遞減率

定生產(chǎn)壓差，產(chǎn)量綜合遞減率計算公式如下，引入評價系數(shù)β反映理論產(chǎn)量遞減和實際產(chǎn)量遞減率的差異，評價系數(shù)越小，表明開發(fā)效果越好。

式中：Dt為產(chǎn)量遞減率，%；Qo為階段產(chǎn)油量，104m3；Vo為階段采油速度，%；Vl為階段采液速度，%；fw′為含水上升率，%；Jo為采油指數(shù)，m3/（MPa·d）；JDo為無因次采油指數(shù)。

1.3.6 存水率

存水率與采出程度的理論變化關(guān)系式如下，引入存水率評價系數(shù)γ反映理論值和實際值的偏離程度，γ越大，注入水利用率越高，開發(fā)效果越好。

式中：C為存水率，%；Bo為地層原油體積系數(shù)，f；R為采出程度，%。

1.3.7 合理地層壓力

水驅(qū)砂巖油藏合理地層壓力保持水平須滿足：（1）地層壓力高于飽和壓力85%以上，地層原油不脫氣；（2）滿足排液和注水量需求。根據(jù)注采平衡原理求取合理地層壓力PR，公式如下：

式中：Iw為吸水指數(shù)，m3/（MPa·d）；H砂為水井砂厚，m；Piwfmax為水井最大井底流壓，MPa；PR為合理地層壓力，MPa；I為累積注采比；JL為采液指數(shù)，m3/（MP·d）；fw為含水率；Bo為地層原油體積系數(shù)；H有為油井有效厚度，m；Mn為油水井?dāng)?shù)比；Pwfmin為最小井底流壓，MPa；P破為地層破裂壓力，MPa；Dm為油層中部深度，m；Dp為泵掛深度，m；Dc為泵沉沒度，m；Pp為泵吸入口壓力，MPa；Ph為液柱壓力，MPa；Pt為套壓，MPa；γo為油相對密度；γw為水相對密度。

1.3.8 采收率評價系數(shù)

引入采收率評價系數(shù)反映開發(fā)效果，定義為實際油田標(biāo)定采收率與極限采收率的比值，極限采收率為通過類比法得到的相同地質(zhì)條件下所能達(dá)到的最大采收率，評價系數(shù)越大，水驅(qū)開發(fā)效果越好。

2 新體系的應(yīng)用

2.1 地質(zhì)油藏特征

A油田屬斷層遮擋形成的構(gòu)造-巖性圈閉，發(fā)育扇三角洲前緣沉積?？v向分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅳ油組，主力開發(fā)Ⅱ油組，儲層穩(wěn)定，Ⅳ油組砂體疊置關(guān)系復(fù)雜，橫向變化快。Ⅰ油組高孔高滲，Ⅱ油組中孔中低滲，Ⅳ油組為低滲儲層。層間物性差異大、層內(nèi)隔夾層發(fā)育，層間滲透率變異系數(shù)為0.93～2.18，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，注水開發(fā)。多層合采，主要產(chǎn)液層為Ⅰ、Ⅱ油組，產(chǎn)出、注入剖面嚴(yán)重失衡。將整個油田的開發(fā)水平分級細(xì)分至單砂體進(jìn)行（表4）。

表4 各油組開采現(xiàn)狀對比表

2.2 開發(fā)水平分級

（1）儲層分類評價結(jié)果

從儲層物性、非均質(zhì)性、厚度、天然能量和流體性質(zhì)篩選孔隙度、滲透率、層內(nèi)滲透率變異系數(shù)、砂厚、有效厚度、平均單層有效厚度、單儲壓降和地下原油黏度八個敏感的地質(zhì)因素進(jìn)行儲層分類評價。共計49個樣本數(shù)據(jù)，評價結(jié)果Ⅰ油組屬Ⅰ類儲層，Ⅱ油組屬Ⅱ類儲層，Ⅳ油組屬Ⅱ、Ⅲ類儲層。

（2）井網(wǎng)適應(yīng)性評價結(jié)果

靶區(qū)井網(wǎng)兼顧構(gòu)造與沉積相，邊緣注水，順物源且近物源布井，保證注采連通且吸水能力有保障；但形似三角形的注采井網(wǎng)無法動用構(gòu)造邊部儲量，水驅(qū)儲量控制程度低；開發(fā)方案設(shè)計時以Ⅱ油組為主力層，兼顧Ⅳ油組，造成Ⅳ油組注采井網(wǎng)不完善，水驅(qū)儲量控制程度低。復(fù)雜斷塊油藏以井間連通性為基礎(chǔ)，受砂體展布范圍約束，注采井部署在同一砂體才有可能建立有效井網(wǎng)。靶區(qū)扇三角洲砂體寬度范圍168～1250 m，平均寬度646 m，平均厚度3.6 m。扇三角洲長寬比較小，砂體范圍在650 m左右，故注采井距控制在650～1200 m，鉆遇同一砂體的幾率較大。據(jù)滲流理論，靶區(qū)流度大于5，地層滲透率（50～250）×10?3μm2，注采壓差5～10 mPa，極限井距大于1000 m，實際注采井距310～790 m，較合理。結(jié)合謝爾卡喬夫公式，對目前井網(wǎng)密度合理性進(jìn)行評價：

式中：ER為采收率，%；ED為驅(qū)油效率，%；a為井網(wǎng)指數(shù)，小數(shù)；S為井網(wǎng)密度，口/km2。采收率隨井網(wǎng)密度增大遞增幅度逐漸變緩（圖2）：Ⅰ油組目前6.8口/km2，繼續(xù)增大對采收率影響較小；Ⅱ油組目前（2.71～3.8）口/km2，采收率有一定提高空間，該油組剩余油分布零散，挖掘潛力?。虎粲徒M目前（3.0～4.4）口/km2，剩余油富集，增大井網(wǎng)密度可有效提高采收率，可考慮部署調(diào)整井精細(xì)挖潛。

圖2 靶區(qū)各油組采收率與井網(wǎng)密度的關(guān)系

（3）開發(fā)水平分級結(jié)果

應(yīng)用新體系進(jìn)行開發(fā)水平分級：Ⅰ油組為一類，其中一類指標(biāo)7個，三類指標(biāo)1個；Ⅱ油組一類指標(biāo)2個，二類指標(biāo)5個，三類指標(biāo)1個，綜合為二類，平面上差異大，局部開發(fā)效果略差；Ⅳ油組開發(fā)效果最差，屬三類（表5）。Ⅰ油組儲層物性好，開發(fā)效果好；Ⅱ油組儲層物性中等，井網(wǎng)完善，剩余油分布分散，單獨(dú)布井調(diào)整風(fēng)險大，可利用過路井補(bǔ)孔挖潛；Ⅳ油組儲層物性差，依托現(xiàn)有井網(wǎng)開發(fā)，采收率11.5%～20%，平均僅16.6%，類比同類油藏采收率可達(dá)20%以上，剩余油在構(gòu)造邊部、高部位無井控區(qū)富集，挖掘潛力大。制定優(yōu)先調(diào)整Ⅳ油組，兼顧挖潛Ⅱ油組的調(diào)整思路，結(jié)合數(shù)值模擬精細(xì)研究剩余油分布，提出三口調(diào)整井挖潛方案，預(yù)測累增油23.90×104m3，提高靶區(qū)采收率1.7%。

表5 靶區(qū)各油組及典型井組水驅(qū)開發(fā)效果評價指標(biāo)表

3 結(jié)論

（1）創(chuàng)新建立結(jié)合儲層分類、井網(wǎng)適應(yīng)性及開發(fā)水平分級為一體的新體系，應(yīng)用至A油田分類效果較好，同時結(jié)合剩余油分布精細(xì)研究成果，評價A油田未來開發(fā)潛力，提出三口調(diào)整井挖潛方案，預(yù)測累增油23.90×104m3，提高采收率1.7%。

（2）首次針對海上油田高速開發(fā)的特點，引入剩余可采儲量采油速度，針對傳統(tǒng)分流量方程法理論含水上升率計算偏小的問題，引入儲層水驅(qū)體積波及系數(shù)將驅(qū)油效率轉(zhuǎn)化為采出程度，完善和改進(jìn)海上強(qiáng)非均質(zhì)性復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)水平分級體系。