海上油田波及系数修正新方法*

李金宜 戴卫华 罗宪波 段宇 王刚 吴春新

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院)

海上油田波及系数修正新方法*

李金宜 戴卫华 罗宪波 段宇 王刚 吴春新

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院)

在数值模拟分析相渗曲线对波及系数影响规律基础上建立了海上油田波及系数修正新方法，该方法综合考虑了水油流度比、渗透率变异系数、原油粘度、相渗曲线形态等因素影响，具有较高的计算精度。实例分析表明，在水油流度比大于10的情况下，新方法比行业标准具有更好的适用性。

波及系数相渗曲线水油流度比渗透率变异系数

目前国内学者对波及系数的研究比较多，研究手段主要分为实验、油藏理论推导及数值模拟研究。其中，实验方法主要通过图像处理技术［1］、电阻率检测技术［2-3］来求取模型波及系数;油藏理论推导主要结合水驱曲线计算波及系数［4-5］;数值模拟方法是通过统计被波及网格计算波及系数［6-7］。但是，实验模型很难准确模拟油藏尺度下储层非均质性对波及系数的影响，水驱曲线法在稳定水驱后出现直线段才可以使用。另外，有学者沿用行业标准［8］中对波及系数的计算方法，但计算方法本身有适用性限制，只能用于水油流度比范围在0～10的五点、直线和交错3类井网计算［9］，如果在计算水油流度比更高的稠油油藏或者其他井网形式的波及系数时，行业标准将失去应用价值。

此外，无论国内文献还是行业标准，对影响波及系数的重要因素的研究都只局限在储层非均质性、复杂边界、水油流度比、井网井距等常规因素方面，而针对微观两相渗流能力对波及系数的研究还很少。笔者通过数值模拟研究发现，相渗曲线除了直接影响微观驱油效率外，同样对宏观的油藏波及系数有着重要影响，所以在此基础上提出了海上油田波及系数修正新方法。实例分析表明，采用本文提出的新方法计算波及系数较为合理，在水油流度比大于10的情况下比行业标准具有更好的适用性。29×12典型数值模型，井距350 m，行列式井网，单井控制储量40万m3，模型层位全射开合采，均质模型渗透率K为1 600 mD。模型波及系数采用下面公式计算:

EV=ER/Ed(1)

式(1)中:ER为含水98%时对应的采出程度;Ed为驱油效率(在此次研究中为固定值);EV为含水98%时对应的波及系数。

对于一个储层物性、流体参数和井网均相同的模型，在固定相渗端点情况下，即到达极限含水时的油藏驱油效率相同，如果相渗曲线形态不影响含水98%时的波及系数，那么无论曲线形态如何变化，最终将取得相同采收率。但是研究发现，通过保持油相相对渗透率曲线固定，改变水相相对渗透率曲线形态，如图1所示(曲线形态变化表征两相微观渗流能力发生变化)，波及系数除了表现出随水油流度比增大而减小的常规认识外，还表现出随水相渗透率曲线形态的变化而变化的特点(图2)。

分析认为，水相渗透率曲线形态越低，水线前缘

1波及系数修正新方法的建立

1.1 相渗曲线对波及系数的影响

针对海上油田开发方式特点，设计网格数29×推进越慢，油藏含水上升速度越慢，所以在油藏含水98%时对应的波及系数越高。同时发现，这种相渗曲线形态对含水98%时的波及系数的影响随着水油流度比的增大而增大。从图2可以看到，水油流度比小于10时相渗曲线形态的变化对含水98%时的波及系数的影响几乎可以忽略，但水油流度比大于10时相渗曲线形态的变化对含水98%时的波及系数产生重要影响。分析认为，这种影响的产生跟海上油田低井网密度开发方式有关，油水井距过大造成油水两相微观渗流能力对驱替剂在地层中波及程度的影响不可忽略，在水油流度比更大的稠油油藏更加显著。

图1 不同相渗曲线形态

图2 相渗曲线形态对波及系数的影响

数值模拟结果还表明，水油流度比大于10时，渗透率变异系数越大，相渗曲线形态对含水98%时的波及系数影响越大(图3)。

图3 不同渗透率变异系数下相渗形态对波及系数的影响

1.2 考虑相渗曲线影响的波及系数修正新方法

相渗曲线在国内文献［10-11］里通常被表示为

Kro/Krw=a e－bSw(2)式(2)中:Kro为油相相对渗透率;Krw为水相相对渗透率;Sw为含水饱和度;a、b为相渗曲线特征参数。

对公式(2)和图2的研究发现，不同饱和度下的Kro/Krw值和端点值Krw(sor)决定了相渗曲线的形态，而控制Kro/Krw值的就是相渗曲线特征参数a和b。因此，通过收集整理渤海做过相渗实验的74块岩心数据，按照稠油油藏和稀油油藏分类，筛选出18条主力油藏相渗曲线的特征参数a、b值用于研究，端点值Krw(sor)取值从0.115～0.550(表1)，覆盖渤海油田主力油藏，样本点符合油田实际。水油流度比M设计范围1～200，渗透率变异系数Vk范围0～1。

表1 渤海油田主力油藏相渗曲线特征参数及端点值

对样本点数据分析得到，水油流度比、渗透率变异系数、原油粘度对数值与波及系数具有较好的线性相关性(图4)。

因此，考虑相渗曲线形态影响下的含水98%时的波及系数修正公式基本形式如下:

水油流度比＜10时

EV=a1+a2M+a3Vk(3)

水油流度比＞10时

EV=b1+b2lgμo+b3Krw(sor)+ b4Vk+b5lg a+b6b(4)

式(3)、(4)中:M为水油流度比;Vk为渗透率变异系数;μo为原油粘度;Krw(sor)为相渗曲线端点值;a1～a3、b1～b6均为系数。

在井数、井距、单井控制储量不变情况下，对样本点数据回归可得到公式(3)、(4)的系数(表2)。

图4 波及系数与流度比、渗透率变异系数、原油粘度对数值之间的关系

表2 不同井网类型含水98%时波及系数修正公式系数

波及系数修正公式精度分析见图5。由图5可知，本文建立的考虑相渗影响的波及系数修正新方法具有较高精度。

图5 波及系数修正公式精度分析

1.3 海上油田波及系数分类

通过对渤海27个油田或区块计算对应含水98%时的波及系数，选取流度比、渗透率变异系数、残余油饱和度对应的水相相对渗透率端点值进行了分类归纳，见表3。

表3 渤海油田水驱波及系数分类

2实例应用

选取渤海主力油藏2个区块进行实例应用，根据公式(3)、(4)及表2可得到表4所示的计算结果。

从表4可以看到，在水油流度比小于10的情况下，相渗曲线形态对含水98%时波及系数的影响几乎可以忽略，2种方法计算结果接近;但在水油流度比大于10的情况下，本文新方法计算B区块含水98%时的波及系数为0．50，但行业标准计算B区块含水98%时的波及系数只有0.10。目前B区块采出程度16.2%，含水65%，即使驱油效率达到100%，目前波及系数也超过了0.10，显然行业标准计算结果不符合区块实际，已失去应用价值，这是因为行业标准本身对水油流度比的适用性问题，同时未考虑水油流度比大于10的情况下相渗曲线形态对波及系数的重要影响。而本文提出的新方法考虑了高流度比下相渗形态对波及系数的影响，解决了对水油流度比的适用性问题，因此在计算稠油油藏含水98%时的波及系数时结果更具合理性。

表4 渤海主力油藏2个区块波及系数计算结果

3结论

(1)相渗曲线形态不仅影响微观驱油效率，也对宏观油藏波及系数有着重要影响。在350 m井距下及水油流度比大于10以后，相渗曲线形态对波及系数的影响不可忽略。相渗曲线的特征参数a、b值和端点值Krw(sor)通过相渗曲线形态影响波及系数。

(2)分析表明，水油流度比越高，非均质性越严重，相渗曲线形态对波及系数的影响越大。实例应用表明，本文提出的考虑相渗曲线形态影响的波及系数修正公式在计算水油流度比更高的稠油油藏的波及系数时更具适用性。

需要说明的是，本文研究仅涉及含水98%时对应的波及系数，暂未研究不同含水时刻对波及系数的影响，同时修正公式和指标分类也未考虑复杂边界等因素的影响。

［1］王任一，李正科，张斌成，等．利用图像处理技术计算岩心剖面的水驱波及系数［J］．油气地质与采收率，2006，13(3):77-78．

［2］刘春林，杨清彦，李斌会，等．三元复合驱波及系数和驱油效率的实验研究［J］．大庆石油地质与开发，2007，26(2):108-111．

［3］李宜强，隋新光，李洁，等．纵向非均质大型平面模型聚合物驱油波及系数室内研究［J］．石油学报，2005，26(2):77-79．

［4］陈元千，王惠芝．丙型水驱曲线的扩展推导及其在埕北油田的应用［J］．中国海上油气，2004，16(6):392-394．

［5］陈元千，郭二鹏．预测水驱油田体积波及系数和可采储量的方法［J］．中国海上油气，2007，19(6):387-389．

［6］姜颜波．孤岛油田中一区聚合物驱后油层的波及状况［J］．油气地质与采收率，2005，12(1):66-67，70．

［7］余林瑶，唐海，刘桂玲，等．复杂边界油藏水驱面积波及系数校正［J］．特种油气藏，2011，18(6):73-75．

［8］油气开发专业标准化技术委员会．SY/T5367-2010石油可采储量计算方法［S］．北京:石油工业出版社，2010-12-15．

［9］曲建山．新的计算纵向波及系数和面积波及系数关系式［J］．石油勘探开发情报，1992(1):111-114．

［10］杨胜来，魏俊之．油层物理学［M］．北京:石油工业出版社，2004．

［11］王俊魁．前沿推进理论的研究与应用［J］．大庆石油地质与开发，2008，27(2):51-55．

(编辑:孙丰成)

A new method to correct the sweep efficiency in offshore oilfields

Li Jinyi Dai Weihua Luo Xianbo Duan Yu Wang Gang Wu Chunxin
(Bohai Oilfield Exploration and Development Research Institute，Tianjin Branch of CNOOC Ltd．，Tianjin，300452)

A numerical simulation was used to analyze the impacts of relative-permeability curve on sweep efficiency，from which a new method to correct the sweep efficiency in offshore oilfields was established．This method has comprehensively taken multiple factors into consideration，such as water/oilmobility ratio，permeability-variation coefficient，oil viscosity and relative-permeability curve shape，and is higher in calculation accuracy．According to some example analyses，the new method is greater in applicability than the industry standard method when water/oilmobility ratio is larger than 10．

sweep efficiency;relative-permeability curve;mobility ratio;permeability-variation coefficient

*国家科技重大专项“海上油田丛式井网整体加密及综合调整油藏工程技术示范(编号:2011ZX05057-001)”部分研究成果。

李金宜，男，2010年毕业于中国石油大学(北京)油气田开发工程专业，获硕士学位，主要从事油田三次采油技术和油藏方案数值模拟研究。地址:天津市塘沽区609信箱(邮编:300452)。

2012-07-17