旅大27-2油田馆陶III油组天然能量评价方法研究

缪飞飞，杨东东，王美楠，高振南，罗成栋

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

旅大27-2油田馆陶组Ⅲ油组的构造形态是一个受南部边界断层控制的构造幅度偏低的断背斜构造，油田中部小型次生断层，把油田分为南区和北区两个部分。该油田馆陶组Ⅲ油组储层属于辫状河沉积，砂岩属性图揭示该储层砂体展布范围非常大，在油田含油区范围内连井剖面显示泥岩隔夹层分布稳定，但在含油区以外无井控制，泥岩隔夹层是否能稳定分布存在很大的不确定性。依据目前地质认识，认为存在两种油藏类型：（1）层状构造边水油藏；（2）局部层状构造底水油藏。众所周知，不同的油藏类型对应的水体大小及天然能量不同，这也决定开发方式不同。该油田目前以5口水平井利用天然能量进行开发，分别部署在油层构造的高部位。自投产之日起，油井产能150 m3/d～200 m3/d，生产半年时间，累积产油量13.41×104m3，采出程度高达2.60%，采油速度6.5%，属于典型的高速开发油藏。而该油藏地饱压差小（1.5 MPa），如果继续以目前采油速度开发，地层能量补充不足，势必面临油层脱气、开发效果恶化的严峻形式。为了能合理开发好该油藏，确保该油藏的持续稳产，制定合理开发方式，所以有必要对该油藏天然能量进行快速评价，以此指导油藏的后期开发调整。

1 天然水体计算方法评价

通过文献调研，水体计算方法分为4种，对4种计算方法进行研究，并总结每种方法特点，为后续油田方法选择提供理论依据。

1.1 静态法—容积法

容积法主要是根据油藏地下资料，以确定圈闭中储藏的流体地下体积来计算其水体的大小，通常在油田开发初期应用[1，2]。该方法需要确定构造的圈闭面积、储集层厚度、孔隙度和油藏的含油面积、油层厚度等参数。该方法虽使用方便，但需确定油藏类型，否则计算结果存在多解性。

图1 Dake（劳里达克）诊断曲线图

1.2 动态方法

1.2.1 非稳态水侵法 油藏发生水侵的主要原因是含水区岩石和流体的弹性膨胀引起的时候，则水侵为非稳态的。赫斯特和范爱弗丁琴以连续方程为基础，推导了非稳定状态下水侵量的计算方法[2-7]。该方法同样需确定油藏类型，否则计算结果存在多解性。

1.2.2 物质平衡软件 物质平衡软件是在流体参数、地层参数确定条件下，根据生产历史数据，拟合原始地质储量、地层压力降，结合开发能量诊断曲线（见图1、图2），辨别油藏主要驱动机理，计算无因次水体半径，最终确定水体大小。该软件可以在油藏类型不确定条件下，通过诊断曲线进行能量评价，指导油藏工程师更合理计算出水体大小[8]，缝洞型有水油藏动态储量及水体大小定量评价方法。

通过图1 Dake（劳里达克）诊断曲线图可以诊断出：（1）图形为水平的直线时，无水侵；（2）如果曲线一直上翘，表示为强水驱油田；（3）如果点先上升然后下降，表示具有外边水，水层与油藏本身衰竭一致。

通过图2 Campbell诊断曲线图可以判断油藏中含水层的强度，由图2可以看出：各种不同形状的图形代表的含水层强度含义。

1.3 数值模拟

该方法主要通过利用所录取的地层静态参数建立油藏地质模型，通过调整地质参数拟合油藏开发指标的变化来计算其水体大小[1，3]。一般在油田开发至一定时期后采用。该方法须建立相对准确的油藏地质模型和油藏动态模型，在计算过程中，须较好地拟合储量、产量、压力、含水等指标。因此，应用该方法计算水体拟合参数较多，拟合过程较复杂，但该方法在油藏类型不确定的情况下，可以准确的计算出水体大小。

图2 Campbell诊断曲线图

1.4 小结

天然水体4种计算方法各有优缺点，而针对本油田由于井资料少，边部无井控制，砂体展布范围及油藏构造类型无法确定，本文结合油田目前开发现状及生产资料，推荐采用动态法中的物质平衡软件进行水体大小计算。

2 馆陶Ⅲ油组天然能量评价研究

2.1 馆陶Ⅲ油组地层压降研究

旅大27-2油田馆陶Ⅲ油组原始地层压力为17.3 MPa；饱和压力15.8 MPa，地饱压差只有1.5 MPa。针对该地饱压差小的油藏，需要定期测静压，了解地层压力变化，来指导油井生产。而测取静压求取地层压降需要生产井关井恢复，这样势必影响油藏生产，并且地层压降是动态法求取水体大小及对天然能量做评价的重要参数。本文通过文献调研，在不影响油田生产情况下，最终选取Topaze生产数据分析技术求取平均地层压力，确定平均地层压降，将计算结果用于水体大小确定。

Topaze生产数据分析技术是对历史生产数据（产量、流压）进行整理、分析和解释的一种新兴分析技术。由于压力和产量均是地层流动特性的直接表现，所以Topaze生产分析软件正是基于此像Saphir那样研究产量历史对油藏特性的反映特征。参考试井的双对数压力-压力导数对地层特征信息放大的优点，对现有生产历史（流压及产量）处理，让其表现出独特规律。LOG-LOG分析方法与Blasigame方法结合控制及压力/流量史拟合分析结合，有效控制多解性。同时以试井模型为核心，计算理论压力和理论产量并与实际数据达到良好拟合，保证计算影响半径和控制储量的可靠性，同时获得地层渗透率和污染系数等参数。

表1 Topaze模型参数

根据旅大27-2油田馆陶组Ⅲ油组A12H井的流压及产量数据，在选定模型的基础上（见表1），对产量规一化、积分重整规一化产量及其导数得到Blasigame曲线，在Blasigame曲线的基础上对积分重整规一化压力及其导数得到LOG-LOG曲线，使计算的流动压力和油井产量与实际数据达到良好拟合（见图3），即认为拟合准确。在此基础上，根据图3中求解得到目前地层压力11.75 MPa，求得地层压降为0.45 MPa（见表2），依据同样的思路和方法，分别计算A11H为0.44 MPa、A10H为0.47MPa、A13H为0.43MPa、A17H为0.48MPa。对5口井地层压降求取平均，作为目前油藏平均地层压降0.456 MPa。

图3 A12H井产量流压拟合及地层压力求解曲线

表2 Topaze计算结果

2.2 馆陶Ⅲ油组水体大小计算

物质平衡软件主要通过常规物质平衡方程见式（1）来评估原始地层储量、评价水侵总量、预测油藏的未来压力降落和产量的开发动态，计算无因次水体半径，最终确定水体大小。

式中：m-气顶系数，为气顶的烃类孔隙体积与油层的烃类孔隙体积的比值；NP-累积产油；Wp-累积产水；Gp-累积产气；Rp=Gp/NP-投产以来累积或平均气油比；N-原始油地质储量；Boi-初始油地层体积系数；Bo-油体积系数；Rsi-初始地层压力下的气油比；Rs-气油比；Bg-气体积系数；Bgi-初始气体积系数；Cw-地层水压缩系数；Swc-束缚水饱和度；Cf-孔隙压缩系数；Δp-储层平均压力变化。

旅大27-2油田馆陶Ⅲ油组物质平衡软件求解水体大小所需的地质参数和流体参数（见表3），输入所需参数，利用软件求解出无因次水体半径为3.4，然后分别计算出两种油藏模式的水体大小分别为：（1）层状构造边水油藏水体大小21倍；（2）局部层状构造底水油藏水体大小77倍。随后从水驱强度诊断曲线（见图4、图5）分析可以看出：本油藏属于强水驱油藏，天然能量充足，水体倍数较大，所以确定该油藏模式应为局部层状构造底水油藏，水体大小为77倍。

2.3 天然能量评价

利用无因次弹性产量比值与每采出1%地质储量的平均地层压降值，判断油藏自身所存在的驱动能力的大小[9，10]。馆陶Ⅲ油组属于天然能量较充足类型（见图6），目前利用天然能量开发即可。

表3 旅大27-2油田馆陶Ⅲ油组地质参数和流体参数

图4 Dake（劳里达克）诊断曲线图

图5 Campbell诊断曲线图

图6 旅大27－2油田馆陶Ⅲ油组天然能量评价结果

3 小结

通过对旅大27-2油田馆陶Ⅲ油组水体大小计算及天然能量评价，得到以下认识：

（1）旅大27-2油田馆陶Ⅲ油组应为局部层状构造底水油藏，天然能量充足，水体倍数较大，为77倍。

（2）Topaze生产数据分析技术可以实现不关井条件下，较准确的计算目前地层压力。

（3）水体大小计算方面，各种计算方法，优缺点不同：①非稳定状态法具有方便、快捷等优点；但是其考虑参数相对物质平衡法与数值模拟法少，计算准确度相对其他两种方法较低，尤其在油藏类型不确定的情况下，产生多解性；②物质平衡软件法不仅可以准确、方便、快捷的计算出水体大小，并且可以根据其特征曲线判断水驱强弱，确定出符合的水体大小；③油藏数值模拟法考虑数据全面，计算水体大小准确、可靠；但是需要进行复杂的历史拟合，花费时间相对较长。