复杂河流相KL油田初期产能评价及影响因素分析

阳晓燕,张建民,张占华,吴小张,温慧芸,张　博

(中海石油(中国)天津分公司渤海石油研究院,天津 300452)



复杂河流相KL油田初期产能评价及影响因素分析

阳晓燕,张建民,张占华,吴小张,温慧芸,张博

(中海石油(中国)天津分公司渤海石油研究院,天津 300452)

近年来，渤海南部以复杂河流相油田为主的多个油田相继投产，整体产能与油田开发方案设计较为一致，但是单井产能差异较大。为了合理地进行产能评价，以渤海南部KL油田群为例,将油田投产初期产能与ODP方案产能进行对比，详细剖析了比采油指数、储层厚度、储层物性、时间校正系数及层间干扰系数等因素对产能评价的影响,并对比采油指数、时间校正系数、层间干扰系数提出了新的校正方法，首次提出利用电阻率校正比采油指数，多元回归法确定层间干扰系数。

河流相油田；产能评价；影响因素；比采油指数；时间校正系数；层间干扰系数

产能是油气储层动态特征的一个综合指标，是油藏工程研究的重要环节，在油价持续低迷的情况下，合理的产能评价对油藏方案的编制至关重要[1-3]。国内学者在产能评价领域进行了广泛研究，李长亮提出采用油嘴产能指数的大小来评价油井产能的高低[4]，成良丙提出产能与测井相关参数具有相关性[5]，然而这些方法在渤海复杂河流相油田应用效果不佳。

KL油田群位于渤海南部海域，构造均受断层控制，形成众多的断鼻、断块及断背斜圈闭，断裂系统复杂。根据层序地层划分结果，目的层自上而下依次是明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街组。目的层位不同，储层物性不同，孔隙度平均26.7%，渗透率平均736×10-3μm2，为中高孔渗储层；地面原油密度0.841～0.930g/cm3，地层原油黏度1.4～16.1 mPa·s，为中轻质油藏[6]。海上油田测试成本高，监测资料少，校正系数常用经验值，准确评价产能难度大。

1　开发井产能与ODP方案设计对比

KL油田群总体开发方案(ODP)设计生产井44口，平均产能为149 m3/d，油田投产初期平均产能为150 m3/d，油田群平均产能与方案设计一致，但是从各油田单井初期产能来看，实际产能与ODP产能差异较大(图1)。

2　开发井产能影响因素分析

定向井产能Q的计算公式为：

(1)

式中：Jom——比采油指数，m3/(d·MPa·m)；H——生产厚度，m； ΔP——生产压差，MPa；K——井段实际渗透率，10-3μm2；KDST——测试层渗透率，10-3μm2；μDST——测试层地层原油黏度，mPa·s；μo——生产层地层原油黏度，mPa·s；α——时间校正系数；β——层间干扰系数。

由公式(1)可知，影响产能的因素较多，流体性质为固有属性，在产能评价阶段和钻后实际生产中认为黏度保持不变，生产压差在没有方案重大变更的情况下，通常沿用ODP方案的数值。

2.1比采油指数

由图2可知，油井投产后，比采油指数随着时间不断降低，尤其在初期，比采油指数降幅明显，生产一年后，比采油指数逐渐趋于稳定。

考虑到实际生产过程中储层会受到污染，海上油田ODP配产过程中，将实测比采油指数校正到表皮系数为5时进行配产，为一定值。钻后比采油指数与ODP值相比经常不一致，原因较多，受探井费用限制，测试资料有限，一个油田不能保证每口探井都进行测试，再加上复杂河流相油田断块特征明显，各个断块区域储层物性、流体性质通常会有差异，没有测试资料的井区通常是借用邻井或者大概相似的井区的比采油指数，这必然带来误差；另外探井测试时的比采油指数大于实际生产后的比采油指数，主要有两方面原因：一是因为探井测试时间短，油井生产尚未达到稳定状态，渗流半径小，阻力小；二是因为在同一开发区块内,探井一般处在构造最有利部位,储层物性、油层厚度等条件一般要好于开发井。

图1　ODP方案与钻后实际产能对比

图2　比采油指数随生产时间变化

从比采油指数的定义可以看出[7]，其与流度具有较好的线性相关性，然而从实际数据可以看出(图3)，开发井比采油指数与流度关系并不好，常规测井解释渗透率求解方法通常是先根据中子曲线得出孔隙度，然后再根据实验室岩心分析的孔隙度和渗透率建立岩石物性解释模型求取渗透率，河流相储层所获取的岩心本身代表性比较差，所以在求取渗透率过程中误差较大。本文首次提出利用电阻率校正比采油指数，从各油田开发井的实际资料看，比采油指数与电阻率相关性非常好(图4)，在后期配产过程中可推广应用。

图3　各油田比采油指数与流度关系曲线

图4　各油田比采油指数与电阻率关系曲线

2.2储层厚度

渤海复杂河流相油田普遍具有稀疏探井控制、河道储层连续性较差、储层横向变化大和单层砂体厚度薄的特征。探井位于主分流河道处，钻遇油层厚度较厚。ODP井位设计阶段，厚度采用储量单元油层的有效厚度值，储层横向变化的发育风险考虑不全面。钻后开发井证实，河流相油田储层横向变化较快，位于主分流河道储层厚度较厚，分流河道宽度较窄，分流河道边部储层厚度较薄(图5)，使得钻后开发井储层厚度与ODP配产阶段差异较大。

图5　复杂河流相油田探井及开发井实钻厚度

2.3储层物性

由于河道的迁移摆动，在基准面下降时期，河道砂体多期叠置，同时，内部隔、夹层发育导致储层纵、横向非均质性强，物性平面上变化快，在较小范围内常出现储层物性的差异。另外，除了储层的固有属性外，还有工程方面的影响，压裂射孔等增产措施能提高油井有效渗透率,但在钻完井过程中也会因措施不及时伤害储层,降低油井有效渗透率。

2.4时间校正系数

在ODP方案设计产能计算过程中，时间校正系数α的取值通常根据测试时间、储层和流体的特点，根据经验进行取值，取值范围为0.5～0.9，误差较大。蔡晖就时间校正系数提出了校正方法[8]，该方法没有考虑生产过程中表皮污染。本文依据不同压力波传播阶段流体的渗流规律，重新推导出计算油井测试时间校正系数的计算公式。

在测试过程中，根据采油指数的定义[9]有：

(2)

假定油藏是圆形的，其半径为re，具有恒压供给边界，供给边界压力为pi，生产中渗流进入稳定期的采油指数表达式为[10]：

(3)

式中：JoDST——测试时采油指数，m3/(MPa·d)；Jo——生产时采油指数，m3/(MPa·d)；pi——原始地层压力，MPa；pwf(t)——t时刻的井底流压，MPa；q——t时刻的地面产量，m3/d；μ——地层原油黏度，mPa·s；K——渗透率，10-3μm2；h——油层厚度，m；rw——油井半径，m；re——供给半径，m；η——导压系数；tDST——测试时间，h；t——生产时间，h；Bo——原油体积系数。

测试时间校正系数定义为拟稳定或者稳定生产时的采油指数除以测试时的采油指数，即：

(4)

2.5层间干扰系数影响

用单层测试比采油指数确定多层合采产能时，层间干扰系数β通常根据储层的非均质性、地层压力系数等因素[11]，采用类比法取值或根据经验进行取值，取值范围为0.5～0.9。利用类比法得到的值往往和实际情况差异较大，而经验取值在很大程度上取决于油藏工程师的经验，两种方法的误差均较大。

本文提出利用评价阶段与生产阶段比采油指数与电阻率回归关系的斜率比值，确定综合系数(图6)。综合系数是时间校正系数与层间干扰系数的乘积，结合时间校正系数的新方法，可确定每口井的层间干扰系数，利用多元回归方法对层间干扰系数进行回归。

图6　不同类型井比采油指数与电阻率关系曲线

设因变量y与自变量x1，x2，…xm共有n组实际数据。

假定因变量y与自变量x1，x2，…xm间存在线性关系，其数学模型为：

yj=β0+β1x1j+β2x2j+…+βmxmj+εj

(j=1,2,…,n)

(5)

式中：x1，x2，…，xm为可以观察的一般变量；y为可以观察的随机变量，随x1，x2，…，xm而变，受试验误差影响；εj为相互独立且都服从N(0，σ2)的随机变量。

记：

则模型可写成： Y=Xβ+ε

考虑到层间干扰系数影响因素的复杂性,尽可能采用多因素作为自变量，并综合考虑均质系数、渗透率级差、射孔总层数。以单井所求的层间干扰系数为因变量，采用油田群实际生产数据，由多元线性回归模型可求得自变量X和观测值Y矩阵。从而由回归系数公式可计算得到该回归模型系数为：

β=(X′Y)-1X′Y=

(0.2289,0.4171,-0.00005,0.0067)

3　结论

(1)通过对油田投产初期与ODP方案的产能进行对比，详细剖析了比采油指数、储层厚度、储层物性、时间校正系数、层间干扰及测试时间等因素对产能评价的影响。

(2)比采油指数的准确取值对油田的产能研究意义较大，通过油田大量生产动态数据分析，提出比采油指数校正新方法，首次提出根据开发井电阻率实测值校正比采油指数；采用油藏工程方法对时间校正系数进一步修正，同时根据实际生产数据，首次利用多元回归方法确定层间干扰系数。

(3)比采油指数、层间干扰系数等校正新方法可以有效指导油田产能评价。

[1]谢兴礼,周波梁,文发.新油田生产能力研究及其方法[J].石油勘探与开发,1997,24(4):57-63.

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编辑：王金旗

1673-8217(2016)05-0063-04

2016-04-27

阳晓燕，工程师，硕士，1986年生，2008年毕业于中国石油大学(北京)石油工程专业，现主要从事油藏工程方面的研究。

国家重大专项“海上油田丛式井网整体加密及综合调整油藏工程技术应用研究”(2011ZX05024-002-007)资助。

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