中高含水期油藏剩余油潜力定量化评价新方法及其应用

丁帅伟，姜汉桥，周代余，赵 冀，旷曦域，王 倩，王 平

(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000)

中高含水期油藏剩余油潜力定量化评价新方法及其应用

丁帅伟1，姜汉桥1，周代余2，赵 冀2，旷曦域2，王 倩2，王 平2

(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000)

针对目前中高含水期剩余油定量化表征存在的问题，基于三维精细数值模拟模型，提出了利用优势生产潜力定量化表征中高含水期剩余油分布潜力的方法。该方法计算简单，且考虑了油藏储量丰度、油藏压力、地层渗透性、距边界距离和油气水关系位置对产能的影响。实例计算表明，相对于剩余油储量丰度法和剩余油优势潜力丰度法，使用该方法能够较为准确地找到剩余油优势潜力部位，制定较好的剩余油调整挖潜方案。

中高含水期 剩余油潜力 储量丰度 优势潜力丰度 优势生产潜力

注水开发油藏在经历长期注水开发之后，受油藏地质条件和开发方式的影响，进入中高含水期后地下剩余油的潜力巨大，针对不同剩余油潜力，开展相应的调整挖潜措施对于提高油田采收率具有重要意义。由剩余油分布研究可知，剩余油富集区在油田范围内呈不规则分布，部署调整井是完善井网缓解油藏非均质性提高井网控制区可动用地质储量的重要对策[1]。但如何选择最优的调整井井位和射孔层位是油藏工程师需要解决的决策难题。

明确剩余油的潜力分布是油田开发后期井网综合调整挖潜的关键所在，以往油田开发研究人员对剩余油的描述主要用剩余油地质储量、含油饱和度和剩余油储量丰度等指标来衡量[2-7]。耿站立[8]考虑到剩余油分流能力与含水饱和度之间存在显著的非线性关系，提出了利用优势潜力丰度来定量化表征高含水期油藏的剩余油潜力分布。该方法需要依赖相渗曲线计算其中的关键参数，对于存在多条相渗曲线的油藏使用不是很方便，另外当含油饱和度位于相渗曲线的端点位置时会导致计算结果不准确。

基于上述研究现状和剩余油调整挖潜的重要性，本文考虑油藏静态地质条件和动态开发指标，提出中高含水期油藏剩余油潜力定量化评价新方法——优势生产潜力，并进行了实例应用。

1 剩余油潜力分布的常规定量化表征方法

1.1 剩余油储量丰度法

在中高含水期，常规表征剩余油分布潜力的方法是计算剩余油储量丰度或剩余油可采储量丰度。剩余油储量丰度克服了网格面积大小的富集分布，在一定程度上可以准确地反映地下剩余油的分布，其数学表达式分别为[8]：

(1)

(2)

式中，Jo1为剩余油储量丰度，104t/km2；Jo2为剩余油可采储量丰度，104t/km2；h为储层有效厚度，m；φ为储层孔隙度；So为剩余油饱和度；ρo为地面原油密度，t/m3；Bo为原油体积系数，m3/m3；Sor为残余油饱和度。

储量丰度虽然综合考虑了有效厚度、孔隙度、含油饱和度、原油密度、原油体积系数等参数的影响，但剩余油储量丰度仅仅反映了单位面积上的剩余油储量，剩余油可采储量丰度也只是简单地不考虑束缚油时单位面积上的剩余油可采储量，并不能准确表征中高含水期油藏复杂的油水分布规律。

1.2 油藏优势潜力丰度法

针对剩余油储量丰度和剩余油可采储量丰度描述中高含水期油藏剩余油优势潜力分布的不足，耿站立[8]引入优势潜力丰度来表征高含水期油藏某个部位是否为剩余油优势富集区。该方法主要是通过考虑到剩余油分流能力与含水饱和度之间显著的非线性关系提出的，优势潜力丰度的表达式如下：

(3)

(4)

式中，Jo3为剩余油优势潜力丰度，104t/km2；Kro为油相相对渗透率；Krw为水相相对渗透率；a和b分别为lg(Kro/Krw)与Sw关系曲线的截距和斜率；Sw为含水饱和度；μw为地层水粘度，mPa·s；μo为地层原油粘度，mPa·s。

其研究结果证明，优势潜力丰度比剩余油储量丰度和剩余油可采储量丰度更能准确地反映地下真实的剩余油优势场，既能表示剩余油可采储量的大小，又能表示高含水期储层内油水分流能力的差别。

但是函数关系式(4)在油藏工程计算工作中，通常近似地表示为指数函数关系，或半对数直线关系。尽管这一函数的近似表示法，能够代表实际资料中间的数据点，但

在两端却存在明显的偏差。因此，在应用这一函数的近似关系时，实际上是会影响到预测结果的可靠性[9]。

2 高含水期油藏优势生产潜力的提出

随着三维地震分辨率的提高和多点地质统计学等关键技术的不断进步，油藏地质精细建模的可靠性得到较大提高。在油藏数值模拟模型的基础上可以得到油藏不同开发阶段各点的静态属性数据和动态开发参数。基于物质平衡原理和达西定律，Liu[10]提出了生产潜力的概念，公式中考虑油藏可动油饱和度、油藏压力、地层渗透性和距边界的距离，具体如下：

Ji,j,k(t)=[So,i,j,k(t)-Sor]

[Po,i,j,k(t)-Pmin]LnKi,j,kLnri,j,k

(5)

但上述油藏生产潜力计算方法中，并未考虑油藏的储量概念，而根据剩余油潜力分布的常规定量化表征方法，储量是影响油藏生产潜力的重要因素。另外公式(5)也并未考虑气顶、边底水对油藏生产潜力的影响。而实际油藏开发中由于受到气顶的影响，在开发方案设计过程中往往会考虑一定的避射厚度，减小气侵的影响。在实际开发方案设计中，也会考虑到边底水的影响。为此需要考虑孔隙度，油藏距离油水界面和油气界面的距离等因素。

因此，在上述公式的基础上，本文提出油藏优势生产潜力的概念，考虑油藏储量丰度、油藏压力、地层渗透性、距边界距离和油气水关系位置对产能的影响，表征储层蕴藏的物质和能量所具有的潜在油气资源剩余生产能力。油藏生产潜力评价模型最后表述如下：

Ji,j,k(t)=[So,i,j,k(t)-Sor]

[Po,i,j,k(t)-Pmin]LnKi,j,kLnri,j,khwoc,i,j,kφwoc,i,j,khgoc,i,j,k

(6)

式中，Ji,j,k(t)为网格(i,j,k)在t时刻的生产潜力，So,i,j,k(t)为网格(i,j,k)在t时刻的原始油饱和度；Sor为残余油饱和度；Po,i,j,k为网格(i,j,k)在t时刻的油相压力；Pmin为最小的井底压力；Ki,j,k为网格(i,j,k)的渗透率；ri,j,k为网格(i,j,k)距最近油藏构造边界的距离；φi,j,k为网格(i,j,k)的孔隙度；hgoc,i,j,k为计算潜力图时网格(i,j,k)到目前气水界面的距离；hwoc,i,j,k为计算潜力图时网格(i,j,k)到目前油水界面的距离。

公式(6)适用的油藏类型较为广泛，当油藏同时存在气顶又存在边底水时，直接使用公式(6)即可；当油藏为气顶油藏，不存在边底水时，令hwoc,i,j,k=1；当油藏为边底水油藏，不存在气顶时，令hgoc,i,j,k=1；当油藏不存在气顶也不存在边底水时，令hwoc,i,j,k=1和hgoc,i,j,k=1。

3 实例应用

塔里木东河塘油藏为水驱开发油藏，油藏类型为块状底水中低渗碎屑砂岩油藏。经过20多年的注水开发，该油藏已经进入中高含水阶段，急需明确剩余油分布潜力，制定后续调整挖潜策略。本次选取其中的DH1-4-7井组作为实例应用井组，该井组包含3口生产井DH1-5-7、DH1-5-9和DH1-5-5。油藏井组模型的三维属性分布如图1所示。模型网格数为18×24×55，其中纵向上细分为17小层(C01，C02，C11，C12，C13，C21，C22，C31，C32，C4，C51，C52，C53，C6，C7，C8和C9)，其中C01～6为含油层，C7～9为底水层。

(a)渗透率分布 (b)含油饱和度分布

图1 DH1-4-7井组三维模型

在油藏三维数值模拟模型的基础上，本文利用剩余油储量丰度法，剩余可采储量丰度法，剩余油优势潜力丰度和剩余油优势生产潜力法四种方法，经过纵向叠合，分别得到油藏的平面剩余油潜力叠合分布图，如图2所示。

由图2可以看出，油藏的A点和C点是四种方法都计算出来的优势潜力区域，B点是剩余油储量丰度法(图2a)、剩余可采储量丰度法(图2b)和剩余油优势潜力丰度法(图2c)计算出来的优势潜力区域，而D点和E点则是剩余油储量丰度法(图2a)、剩余可采储量丰度法(图2b)和剩余油优势生产潜力法(图2d)计算出来的优势潜力区域。

为了证明新方法的准确性和优势，本文主要对比利用不同潜力图来进行后续调整井的井位选择和射孔层位的选择。虽然B点是前三种方法都计算出来的优势潜力区，但是考虑到B点附近有生产井DH1-5-9井，且位于油藏的边角部位，从单井控制储量角度不适合部署调整井，从这一点来看剩余油优势生产潜力法相对于前三种方法更加可靠。

下面重点研究在A，C，D和E点区域进行调整井的井位选择。根据公式(6)可以得到类似于图2的分层油藏优势潜力生产图，根据分层潜力分布图，制定了如下的调整井井位部署和射孔方案，如表1所示。其中井位的选择是根据优势潜力生产图中的最高生产潜力值所在的网格坐标确定的，而纵向射孔层位则选择平面优势生产潜力整体较高的层位。为方便后续表达，剩余油储量丰度法、剩余可采储量丰度法、剩余油优势潜力丰度法和剩余油优势生产潜力法分别简称为方法1、方法2、方法3和方法4。

(a)剩余油储量丰度图，(b)剩余可采储量丰度图，(c)剩余油优势潜力丰度图，(d)剩余油优势生产潜力图

图3 不同区域不同方案下的采出程度

图3为不同方法在不同区域部署一口调整井的采出程度对比直方图，由图3可以看出，在不同区域，根据方法3和方法4制定的调整井方案都能够获得最高的采出程度，但是方法4要好于方法3，分别是48.89%和48.8%，其次是方法2的48.02%，最后是方法1的47.68%。另外，从不同区域各种方法取得的平均采出程度可以看出，A>D>E>C，也就是说A点的剩余油潜力最高，其次是D点，E点和C点，但方法3计算出来的D点却并不是高潜力区域，但实际的方案结果却是高潜力区域，因此综合考虑方法4要优于方法3，更重要的是方法4的计算过程相对于方法3更加简便，不需要相渗曲线的归一化和拟合等。

综合表1和图3可以看出，相同的平面井位和不同的纵向射孔层位组合可以导致不同的开发效果，纵向射孔层位越靠储层上部，开发效果越好。例如A点，虽然方法1～3确定的平面布井位置是一致的，但方法3由于纵向射孔层位少且都靠近储层上部反而取得了较好的效果，主要是由于油藏为底水油藏，在开发中后期，下部的开发层位水淹较为严重，调整井射开下部的层位并一定是明智的选择。其他区域也可以得到类似的结论。因此，在中高含水期，考虑到有些层位已经发育优势窜流通道或者是高水淹区域，调整井射孔层位选择是比较重要的。

4 结论

(1)针对高含水期油藏后续剩余油分布潜力和挖潜的重要性，本文提出了高含水期油藏剩余油优势潜力评价的新方法——优势生产潜力，实例证明该方法计算简单且较为准确，且避开了使用相渗曲线拟合在端点处存在的偏差问题。

(2)实例对比研究结果表明，调整布井方案最终效果优势生产潜力新方法好于剩余油优势潜力丰度法和储量丰度法，并且中高含水期油藏调整井平面布井位置和纵向射孔层位的合理选择是油藏工程师需要考虑的问题。

[1] 郑旭，赵春明，王世民.海上油田高含水期剩余油分布及调整挖潜技术研究[J].天津科技，2009，36(5)：53-54.

[2] 姜汉桥，姚军，姜瑞忠.油藏工程原理与方法[M].东营：中国石油大学出版社，2006：10.

[3] 杨承林，许春娥，石书灿.应用数值模拟法研究复杂断块油藏剩余油分布[J].断块油气田，2007，14(2)：36-38.

[4] 宋刚练，刘燕，刘斐，等.XX断块剩余油分布规律及控制因素[J].断块油气田，2009，16(2)：64-66.

[5] 顾岱鸿，何顺利，田冷，等.特高含水期油田剩余油分布研究[J].断块油气田，2004(6)：37-39.

[6] 周炜，唐仲华，温静，等.应用数值模拟技术研究剩余油分布规律[J].断块油气田，2010(3)：325-329.

[7] 郭腾明，杨承林.油藏数值模拟法预测剩余油分布及调整挖潜措施——以临南油田夏32块油藏为例[J].断块油气田，2002，9(3)：29-31.

[8] 耿站立，姜汉桥，陈民锋，等.高含水期油藏剩余油潜力定量化表征新方法[J].油气地质与采收率，2007，14(6)：100-102.

[9] 陈元千.实用油气藏工程方法[M].石油大学出版社，1998.

[10] Liu N，Jalali Y.Closing the loop between reservoir modeling and well placement and positioning[C].SPE 98198.

(编辑 王建年)

江苏油田北斗卫星示范应用项目通过国家验收

日前，吉林省发改委代表国家发改委在江苏油田扬州基地组织国家验收委员会对“油田勘探开发生产卫星技术综合应用示范项目”进行了验收。

通过现场查验和评议讨论，专家一致认为，项目依托江苏油田良好的信息化基础，结合中国石化EPBP平台，自主开发了油田勘探开发生产卫星技术综合应用平台软件系统，建成了1个一级中心平台、5个二级分中心平台、1套便携式卫星通信系统，研制了6大类野外卫星多模终端，并在江苏油田开展了7大类示范应用；平台实现了北斗油井工况监控、管网风险分析、油田生产应急指挥、油田遥感专题信息提取、油气勘查开采监测、油田生产数据传输监控、北斗授时服务和系统管理等功能，完成了江苏油田2 000 km2国产遥感数据解译与专题信息提取，研发的北斗终端水平定位精度优于10 m，集成的卫星通信系统具备2 Mbps双向数据传输能力；该项目已按发改委批复内容超额完成建设任务，达到指标要求，资金使用合理，项目验收合格。

“油田勘探开发生产卫星技术综合应用示范项目”由国家发改委、财政部于2013年10月正式批准，江苏油田是我国石油勘探开发领域唯一北斗卫星技术的示范应用单位。北斗卫星在江苏油田的示范应用，必将进一步提升信息技术支撑勘探开发生产业务和精细管理水平，也必将进一步推进数字油田建设和“两化”深度融合工作再上新水平。

(苏油)

A new method for quantitatively evaluating the remaining oil potentialof reservoir at medium-high water-cut stage and its application

Ding Shuaiwei1，Jiang Hanqiao1，Zhou Daiyu2，Zhao Ji2，Kuang Xiyu2，Wang Qian2，Wang Ping2

(1.KeyLaboratoryforPetroleumEngineeringoftheMinistryofEducation，ChinaUniversityofPetroleum，Beijing102249，China;2.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment，TarimOilfieldCompany，CNPC，Korla841000，China)

Aiming at the problems existing in the quantitative characterization of remaining oil at the medium-high water-cut stage，it is put forward the predominant production potential to quantitatively characterize the potential of the remaining oil distribution at the medium-high water-cut stage based on the 3D fine numerical simulation model.The method is not only simple，but also considers the effect of the reservoir reserves abundance，the reservoir pressure，the formation permeability，the distance to boundary，and the location among oil，gas and water on productivity.The calculation example shows that compared with the methods of remaining oil reserves abundance and abundance of predominant potential，this method can more accurately find the areas of predominant remaining oil potential and make better schedule in adjustment and exploitation of remaining oil.

medium-high water cut stage；remaining oil potential；reserve abundance；abundance of predominant potential；predominant production potential

2015-09-11；改回日期：2015-10-12。

丁帅伟(1987—)，博士研究生，主要从事油藏工程与油藏数值模拟方面的研究，电话：010-89732163，E-mail：shwding@126.com。

“十二五”国家科技重大专项“西非深水油气田注采优化及高效开发模式研究”(2011ZX05030-005-05)资助。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.01.009

TE327

A