基于水驱特征曲线的油田开发效果评价

吴 杰 （长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100）

熊自春，杨光伟 （中国海洋石油有限公司天津分公司，天津 300450）

解 俊 （中石油渤海钻探工程有限公司第三钻井工程分公司，天津 300000）

基于水驱特征曲线的油田开发效果评价

吴 杰 （长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100）

熊自春，杨光伟 （中国海洋石油有限公司天津分公司，天津 300450）

解 俊 （中石油渤海钻探工程有限公司第三钻井工程分公司，天津 300000）

水驱特征曲线是预测水驱油田开发动态和最终采收率的一个重要方法。根据水驱特征曲线的理论公式，推导出预测油田累积产水量、累积产油量、可采储量、采出程度以及综合含水上升率的计算公式。以葡萄沟油田葡5断块为例，分阶段进行开发指标的预测和评价。研究表明，前期开发效果相对较好，后期由于套损严重，注采井网不完善，开发效果变差。提出完善注采井网，细分小层，采取分层注水提高水驱开发效果。

水驱特征曲线；开发指标；采出程度；分层注水

水驱特征曲线是预测水驱油藏开发动态的一种重要方法。生产实践表明，一个天然水驱或人工水驱的油藏，当它已全面开发并进入稳定生产以后，其含水达到一定程度并逐步上升时，在单对数坐标纸上以累积产水量的对数为纵坐标，以累积产油量为横坐标，则两者呈线性关系，曲线呈一条直线，该曲线称为水驱曲线。在油田的注采井网、注采强度保持不变时，直线不发生弯曲。当注采方式变化后，则出现拐点，但直线关系依然成立［3］。

1 公式推导

在油田开发的中、后期，累积产水量和累积产油量在半对数坐标上便成一条直线关系。此时可得到水驱曲线的甲型关系式［1］为：

式中，Wp为累积产水量，104t；Np为累积产油量，104t；a为水驱特征曲线的截距，104t；b为水驱特征曲线的斜率。b的物理意义是采出单位油量的同时，采出水量的对数值，它反映了水驱油田的驱油效果和开发方式的有效程度。b值越小，说明开发效果越好，水驱曲线就变平，否则上翘。开发调整的目的就是尽量使曲线变平，使含水上升速度变缓。

如果油田极限含水率取98%，代入式（4），则得到油田的可采储量NR的计算公式：

根据油田实测累产油和累产水的数据，以Np为横坐标，lgWp为纵坐标，在直角坐标系下作出一系列的散点图，在开发后期累产油量与累产水量的对数值出现很好地线性关系，通过线性回归得出a和b的值。

2 实例应用

葡5断块是葡萄花油田的一个主力开发单元，属于复杂小断块辫状河湖相沉积油藏，沉积微相发育错综复杂，表现很强的非均质性。孔隙度主要集中在11.8%～25%之间，平均孔隙度为22.7%，渗透率主要分布于 （111～2000.0）×10－3μm2之间，平均渗透率为585×10－3μm2，属于中孔、中高渗储层。原始地层压力26.5MPa，饱和压力18.9MPa，属于高饱和油藏［4］。原始石油地质储量165.7×104t。标定水驱采收率40%。2003年底投产，2005年全面注水开发。截至2012年12月，累积产油42.15×104t，采出程度25.4%，月产油量0.0997×104t，综合含水率81.5%。

2.1 水驱特征曲线对不同阶段开发效果评价

根据油田开发生产数据，以Np为横坐标，lgWp为纵坐标，绘制甲型水驱特征曲线如图1所示。从图1中可以看出，开发后期出现2个直线段，前一条直线斜率较小，后一条直线斜率较大，表明油田后期开发效果变差。

1）第1条直线段 对于第1条直线段，对应开发阶段是2006年2月到2008年1月，累积产油从19.27×104t上升到32.52×104t，综合含水率从22%上升到50%。通过线性回归，a＝－0.3247，b＝0.0393，水驱特征曲线表达式为：

图1 葡5断块水驱特征曲线

设油田极限含水率为98%，代入式 （6）和式 （5）得到，油田的预测可采储量为77.817×104t，采收率47%，表明注采井网完善，水驱开发效果很好。

2）第2条直线段 对于第2条直线段，对应开发阶段是2008年2月到2012年12月，累积产油从32.52×104t上升到42.15×104t，综合含水率从50%上升到81.5%。通过线性回归，a＝－1.2186，b＝0.0663，水驱特征曲线表达式为：

设油田极限含水率为98%，代入式 （6）和式 （5）得到，油田的预测可采储量为56.184×104t，采收率为33.9%，表明水驱开发效果不理想。

2.2 开发现状分析及调整建议

1）油水井套损严重，注采井网局部不完善，水驱效果不理想 该区块部分油水井套损严重，统计套损油水井共计9口，占总井数的28%。其中油井4口，水井5口。这导致了注采井网局部不完善，水驱控制程度的水驱方向数减少，单向水驱增多 （见表1），影响了水驱开发效果。目前针对套损井已进行了侧转，后期可以通过继续钻新井或油井改注进一步完善注采井网。

2）注水状况变差，地层压力持续下降 葡5断块属于高饱和油藏，地饱压差 （地层压力与饱和压力之差）低［5］。当地层压力下降到饱和压力以下时，原油开始脱气，增加了渗流阻力，油井产量递减。由于注水状况变差，地层压力持续下降，目前地层压力已在饱和压力附近。后期开发调整要加强注水，保持地层能量。

表1 套损前后葡5主体块水驱控制程度统计表

3）层间非均质严重，无效注水增多 由于对储层非均质性认识不全面，采用笼统注水表现出很强层间干扰性。高渗层吸水多，形成水流优势通道，无效注水增多。而低渗层吸水少或基本不吸水。因此有必要细分小层，采取分层注水。

3 结 论

（1）对水驱特征曲线进行理论分析和推导，得出了预测油田累积产水量，累积产油量、可采储量、采出程度以及含水上升率的计算公式，为油田开发指标预测提供依据。

（2）利用水驱曲线对油田不同阶段的开发效果经行评价，指出后期由于井网不完善，开发效果变差，为油田开发调整指明了方向。

（3）高饱和油藏，地饱压差低，开发过程中要做好注水保压工作。

（4）辫状河湖相沉积储层，具有较强非均质性，有必要细分小层，采取分层精细注水，提高注水利用率。

［1］陈元千 .水驱曲线关系式的推导 ［J］.石油学报，1985，6（2）：69-78.

［2］王俊魁 .水驱特征曲线与产量预测模型的联合应用 ［J］.新疆石油地质，2001，22（5）：426-429.

［3］刘德华，刘志森 .油藏工程基础 ［M］.北京：石油工业出版社，2004：159-161.

［4］崔梅红，杨波，屈传刚，等 .高饱和油藏注水改善开发效果对策研究 ［J］.断块油气田，2008，15（5）：65-68.

［5］陈民锋，刘桂玲，孙东升，等 .高饱和油藏水驱开发合理注采政策研究 ［J］.复杂油气藏，2011，4（4）：37-41.

［6］Xianbo Luo，Chunming Zhao，Ying Liu，et al.Study on Evaluation Method of Water Flooding Development in Offshore Heavy Oilfield of Semi-depletion Reservoir：A Case Study in Bohai Bay ［J］.SPE 146542，2012.

TE357.6

A

1673-1409（2013）26-0137-03

2013-03-12

国家 “十二五”科技重大专项 （2011ZX05010-002）。

吴杰 （1984-），男，硕士生，现主要从事油藏工程和数值模拟方面的研究工作。

［编辑］ 洪云飞