天然水驱海相砂岩油田井控储量与采收率关系

耿站立，安桂荣，周文胜

张伟，邓九果 （海洋石油高效开发国家重点实验室；中海油研究总院，北京100027）

我国南海东部海域海相砂岩油田具有储层连续性好、地层原油黏度低、天然水体能量充足等特点，采用天然水驱方式高速开发。由于该海域油田海水较深，开发成本高，单井控制储量较大，因此，采用有限的油井逐层侧钻开采，形成了 “少井高产、层间接替”的开发模式，取得了较好的开发效果，大部分油田水驱采收率达到40%～70%。同时，这些油田采液速度高、采液强度大，特别是进入高含水期以后，油藏储层经过大量的边水或底水冲刷，残余油饱和度变小［1］，因此可采储量往往大于预期，采收率普遍高于陆相砂岩油田［2］，这给该类油田采收率预测尤其是加密调整潜力预测带来较大的难度。国内外针对陆相砂岩油田建立了一系列的井网密度与采收率关系式［3］，具有广泛的指导作用，但未检索到针对天然水驱海相砂岩油田开展类似的研究。笔者从分析影响天然水驱海相砂岩油田开发效果的主控因素出发，建立了各主控因素的影响模型，进而建立了天然水驱海相砂岩油田井控储量与采收率关系，最后利用6个同类型油田进行了验证。

1 天然水驱海相砂岩油田开发的主控因素及影响规律

我国南海东部海域海相砂岩油田30多年的开发动态分析表明，该类油田之所以能实现高速高效开发，主要得益于其稳定的储层分布、较低的地层原油黏度、充足的天然水体能量，更得益于对天然水驱开发规律的深刻认识与科学利用。影响天然水驱海相砂岩油田开发效果的主控因素及其影响模型如下。

1）地层原油黏度 地层原油黏度越小，开发效果越好；按照各储量计算单元地层原油黏度进行处理加权计算某个油田的平均值。

2）渗透率 渗透率越大，开发效果越好；对各储量计算单元储层渗透率进行储量加权计算某个油田的平均值。

3）井控储量 井控储量越小，天然水驱采收率越高。由于该海域油田海水较深，开发成本高，大多采用有限的油井逐层侧钻开采，形成了 “少井高产、层间接替”的开发模式，因此计算井控储量时采用虚拟井数计算得到虚拟井控储量。虚拟井数即侧钻一次相当于增加一口新井，从而在原井数基础上对侧钻次数进行叠加计算。

4）含油面积 针对相同的地质储量，含油面积越大，天然水驱开发效果越好。这与注水开发陆相砂岩油田开发规律正好相反。主要是因为该类海相砂岩主要依靠天然边水或底水水驱开发，天然能量充足，如果含油面积越大，边水或底水前缘距离生产井井筒越远，如此可以有效缓解边水或底水前缘的突破，从而有利于改善天然水驱开发效果。

5）天然水体能量 能量充足的边水和底水是海相砂岩油田水驱开发的天然有利条件，由于底水易于锥进，边水驱效果好于底水驱效果［4］。因此，在下一步研究过程中将边水和底水对开发效果的影响区别开来，因此，笔者建立了如下模型 （图1），在区分边水和底水作用的基础上定量化描述天然水体能量的大小，即边水和底水的综合影响。图1表示了水体能量综合指数与边水、底水能量之间的相互关系。

式中：d为水体能量综合指数，1；α为底水油藏储量比例，1；m为水体能量视指数，1；n为底水能量视指数，1。

也就是说，m表示将底水能量视为边水能量时的全部水体能量指数，n为将底水能量视为等量边水能量时的底水能量指数，nα表示底水能量比等量的边水能量在对开发效果的影响程度上的差值。

图1 水体能量综合指数示意图

2 虚拟井控储量与采收率关系的建立

首先计算实际油田不同虚拟井控储量下的采收率，进而建立二者之间的定量关系。

2．1 不同虚拟井控储量下的采收率

目前在生产的天然水驱海相砂岩油田有26个，为了从实际的井控储量与采收率关系中找到采收率与储层渗透率、地层原油黏度、含油面积、水体能量的类型和能量、单井控制地质储量等之间的定量化关系，选取了9个实施调整井或侧钻井轮次3次以上的油田，采用水驱特征曲线等方法预测了不同虚拟井控储量时的水驱开发采收率，结果见图2。由图2可见，该类油田的虚拟井控储量与采收率满足较好的线性关系，但不同油田差别很大，目前最大采收率在30%到75%之间分布、虚拟井控储量在（80～300）×104m3之间分布。

图2 9个天然水驱海相砂岩油田不同井控储量时的水驱采收率

2．2 虚拟井控储量与采收率之间的定量关系

采用上述方法计算出了每个油田的储层平均渗透率、平均地层原油黏度，同时计算出了每个油田底水储量所占的比例，从而可以根据式 （1）表示出每个油田水体能量综合指数，但其中的m、n仍为未知数。下面令为自变量、E为变量，结合表1中每个油田的相关参数将图1所示的虚拟井控储R量与采收率关系进行转换并绘制在直角坐标系中 （图3）。图3中与E满足较好的自然对数R关系，当m＝3．5、n＝1．0时，二者相关系数（R）最大，即：

式中：Ka为空气渗透率，mD；μo为地下原油黏度，mPa·s；A为含油面积，km2；d为水体能量综合指数，取值范围为［2．5，3．5］；Nw为井控储量，104m3；ER为采收率，%。

表1 9个样本油田基础参数表

3 井控储量与采收率关系的检验

选取南海其他6个天然水驱海相砂岩油田的数据对式 （2）所示的虚拟井控储量与采收率关系进行检验。表2列出了每个油田的基本参数，进而计算了不同虚拟井控储量下的采收率预测值，并与当前标定值进行了对比，结果见表2。表2所示南海6个天然水驱海相砂岩油田当前采收率预测对比结果表明，油田10、12、14、15当前采收率预测相对误差在－1．2%～2．0%之间，而油田11和油田13当前采收率预测值与标定值相对误差分别为36．0%和171．5%，主要是因为这2个油田虽然为边水或底水油藏，但天然水体能力明显较弱。因此，式 （2）可以用于天然水体能量充足的海相砂岩水驱采收率预测。

图3 与E关系图R

表2 南海6个天然水驱海相砂岩油田当前采收率预测对比

4 结论与认识

南海东部海域海相砂岩油田的地质油藏特征及特殊的开发环境决定了大多采用有限的油井逐层侧钻开采，并形成了 “少井高产、层间接替”的开发模式，研究认为：

1）天然水驱海相砂岩油田开发实践表明，储层渗透率、地层原油黏度、含油面积、水体能量的类型和能量、单井控制地质储量是决定其采收率大小的主控因素，而且边水开发的贡献大于底水。

2）天然水驱海相砂岩油田虚拟井控储量与采收率关系满足良好的自然对数关系，在此基础上可结合经济评价方法深入研究该类油田的经济水驱采收率。

3）同类型油田预测结果表明，当天然水体能力充足时，所建立的关系式可以比较准确地描述天然水驱海相砂岩井控储量与采收率的关系。

［1］张凤久 ．南海海相砂岩油田高速高效开发理论与实践 ［M］．北京：石油工业出版社，2011．

［2］宋万超 ．高含水期油田开发技术和方法 ［M］．北京：地质出版社，2003．

［3］李道品 ．低渗透油田高效开发决策论 ［M］．北京：石油工业出版社，2003．

［4］周守为 ．中国近海典型油田开发实践 ［M］．北京：石油工业出版社，2009．