单井井控地质储量定量评价新方法

黄冬梅 晏庆辉 雷 霄 宋智聪 叶 青

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司， 广东 湛江 524057)



单井井控地质储量定量评价新方法

黄冬梅 晏庆辉 雷 霄 宋智聪 叶 青

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司， 广东 湛江 524057)

油田开发进入高含水期后，利用面积劈分等静态方法研究单井井控地质储量难以反映其真实情况。基于丙型水驱特征曲线理论方面的研究成果，在深入分析出口端各含油饱和度内在联系的基础上，建立了油井见水后井控区域内油水两相区平均含水饱和度新方程。通过联立方程求解获取了无因次注入孔隙体积倍数这一重要参数，从而提出了一种定量计算单井井控地质储量的新方法。新方法充分利用了累计产液量、含水率等生产动态资料，能够反映单井开发过程中井控地质储量的动态变化。实例分析表明新方法计算结果合理、可靠。

砂岩油藏； 井控地质储量； 高含水期； 注入孔隙体积倍数

油田进入高含水阶段后，剩余油分布规律决定了油田调整挖潜的方向和对策。因此，剩余油分布规律的研究成了油田开发后期研究工作的重中之重[1-4]。单井井控地质储量的定量计算是剩余油研究的重要方面，有利于缩小研究范围，提高描述精度和准确性。目前国内学者对于开发后期单井井控地质储量的计算主要利用三角网法进行面积劈分，没有充分利用生产动态资料[5-7]。本次研究深入分析了油井见水后径向剖面上各饱和度之间的数理关系，推导出了油水两相区平均含水饱和度新方程，进而提出了一种计算单井井控地质储量的新方法。该方法充分利用了生产动态数据，可以实现定量计算，且可操作性强，便于矿场推广应用。

1 新方法的建立

1.1 油水两相区平均含水饱和度新方程

在注采平衡条件下，根据Buckley-Leverett的一维两相水驱油非活塞式驱替理论，推导了丙型水驱特征曲线[8]，则有：

(1)

(2)

式中： Lp—— 累计产液量，104m3；

Np—— 累计产油量，104m3；

Vp—— 孔隙体积，104m3；

Soi—— 原始含油饱和度，%；

Soe—— 出口端含油饱和度，%；

Boi—— 原始地层原油体积系数；

Sof—— 原始可动油饱和度，%；

NRL—— 极限可采储量，104m3；

C —— 常数。

一维非活塞式水驱油示意图见图1。图1 所示各饱和度之间存在以下关系：

(3)

Soi-Soe=Sof-Sofe

(4)

Sofe—— 出口端可动油饱和度，%。

则累计产油量用可动油饱和度表示为：

(5)

代入式(1)后整理得到：

(6)

将式(6)代入式(2)，得：

(7)

将式(7)展开得到：

(8)

又由于Soe=1-Swe，Soi=1-Swc，Sof=1-Swc-Sor，故：

(9)

即：

(10)

式中： Sor—— 残余油饱和度，%；

Swe—— 出口端含水饱和度，%；

Swc—— 束缚水含水饱和度，%；

从式(10)可以看出油井见水后两相区平均含水饱和度是出口端含水饱和度的函数。

图1 一维非活塞式水驱油示意图(见水后)

由Welge方程[9]得：

(11)

将式(10)与式(11)联立求解得到V′：

(Swe-Swc)]

(12)

式中：V′ —— 注入孔隙体积倍数，无因次。

忽略地层流体的压缩性，则单井井控区域内累计注入体积等于单井累计产出液量Lp。通过V′、Lp便可求出单井井控区域的孔隙体积：

(13)

确定了单井井控范围内的孔隙体积，根据容积法便可计算相应的地质储量。单井井控地质储量可根据式(14)进行计算：

N=Vp(1-Swc)Bo

(14)

式中： N —— 单井井控地质储量，104m3；

Bo—— 地层原油体积系数，无量纲。

2 实例分析

A油田是典型的海相疏松砂岩油藏，储层岩性以中 — 细砂岩为主；平均孔隙度介于28.2%～34.1%，平均渗透率为(427.3～4 432.1)×10-3μm2，属高孔、高渗储层。该油田于2002年投产，共有生产井12口，目前地质储量采出程度为61.0%，综合含水率为84.3%，地层压力系数为0.98。选取该油田所有在生产井进行分析(见图2)。A油田密闭取心岩心标定的束缚水饱和度为33.1%，标定的残余油饱和度为13.1%。

图2 A油田生产井井位分布图

将12口井的生产动态参数依次代入式(12)、式(13)，求得各单井井控区域内的孔隙体积，根据式(14)即可求出各单井当前井控地质储量(见表1)。从表1可以看出12口井井控地质储量合计1 001.0×104m3，与A油田当前探明地质储量1 007.9×104m3非常接近，说明该方法计算的井控地质储量可靠。

表1 A油田单井井控地质储量计算结果

注：表中累计产液量和含水率测试时间均为2015年4月底

A10井为2002年投产的1口定向井，初期配产300 m3d，该井先后2次实施换大泵提液，分别于2005年5月提液100 m3d，2007年9月提液400 m3d，提液初期增油效果较好，如图3所示。但是由于生产制度的改变，导致单井井控范围发生了改变，因此A10井井控地质储量也发生了相应的变化(见表2)。从计算结果分析：小幅提液对于单井波及范围影响不大，对应的措施有效期较短，只有303 d，且井控地质储量几乎不变；后期大幅提液有效地扩大了波及范围，远井地带的剩余油得到了有效动用，措施有效期持续了931 d，单井井控地质储量显著增大。

图3 A10井采油曲线

年月Lp∕104m3fw(Sw)∕%Sw∕%Vp∕104m3N∕104m32005∕0528．933．155．6131．383．82007∕1066．368．368．7132．084．22015∕04261．089．579．2204．9130．7

3 结 语

(1) 通过深入分析油井见水后出口端剖面上各

含油饱和度之间的数理关系，建立了单井高含水阶段油水两相区平均含水饱和度新方程。

(2) 将Welge方程与平均含水饱和度新方程联立求解，获得了注入孔隙体积倍数，从而提出了一种计算单井井控地质储量的新方法。实践证明该方法计算结果合理、可靠。

(3) 新方法可操作性强，便于矿场推广应用，对高含水阶段单井及油田开发效果评价具有重要的指导意义。

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A New Method for Quantitative Assessment of Reserves Controlled by Single Well

HUANGDongmeiYANQinghuiLEIXiaoSONGZhicongYEQing

(CNOOC Zhanjiang Co. Ltd., Zhanjiang Guangdong 524057, China)

During the late stage of development, it was hard to evaluate the single-well-controlled reserves accurately with static methods, such as triangulation. Based on the previous achievements of type C water drive curve theory, and the analytical results about relationship among oil-saturations at the outlet end, a new average water-saturation equation in dual phase region was proposed creatively. Then the new average water-saturation was coupled with the Welge Equation to solve a key vector, pore volume multiplier of water injected, which was significant for quantitative assessment of reserves controlled by single well. The new method can be used to evaluate dynamic change of well controlled geological reserves, considering the production performance data, such as single well cumulative liquid output, water cut and so on. Case analysis proved that the new method was reasonable and reliable.

sandstone reservoir; well controlled geological reserves; high water-cut stage; pore volume multiplier of water injected

2016-02-22

中国海洋石油公司重大专项“海上在生产油气田挖潜增效技术研究”(CNOOC-KJ125ZDXM06LTD03ZJ12)

黄冬梅(1983 — )，女，湖北松滋人，硕士，工程师，研究方向为油藏工程。

P618

A

1673-1980(2016)05-0027-03