水驱油藏高含水期耗水条带表征指标及分级方法

崔传智，韩兴源，邴绍献，黄迎松，李伟忠，刘丽杰，吴忠维

（1.非常规油气开发教育部重点实验室，山东青岛 266580；2.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580；3.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257015）

水驱油藏储层非均质性导致驱替不均衡［1］，从而形成高耗水条带［2-4］。高耗水条带是指经过长期注水开发，由于渗透率和含水饱和度大幅提高、油水流动能力差异不断增大而形成的吸水能力明显高于临近区域、注入水循环效率低下的区域［5-10］。中国关于高耗水条带的研究可追溯至20 世纪80 年代，包括高渗透通道、大孔道等研究。刘晓彤等在综合考虑油水井多种生产动态调整措施对大孔道评价影响的基础上，运用模糊综合评判方法建立了一套大孔道动态评价方法［11］。罗超等研究了鄂尔多斯盆地陇东地区延9油组注水开发前后储层的特征，分析了注水开发后大孔道发育情况，从层内、平面、微观和层间非均质性等4个方面，厘清了储层非均质性对大孔道发育的控制机理［12］。WANG 以岩心分析测试和测井解释资料为基础，研究了储层层间非均质性和平面非均质性发育特征，明晰了耗水条带形成的物性基础［13］。吴忠维等在分析大孔道内高速非达西渗流特征基础上，依据高速非达西渗流识别标准，建立了大孔道识别标准，并在考虑注水开发过程中渗透率随冲刷孔隙体积倍数变化的基础上，建立了用于定量描述大孔道的油藏数值模拟方法［14］。HENG 等依据生产过程中不同时期取心井资料和生产井动、静态资料等，分析了高渗透通道形成的原因和条件，得出岩体松散、石油黏度高、注水强度高是高渗透通道形成的主要原因，并指出高渗透通道形成的关键条件是储层非均质性［15］。崔传智等分析矿场示踪剂资料，认为大孔道中流体流动为高速非达西渗流，并在此基础上建立存在大孔道的储层渗流模型，研究了大孔道对产能的影响［16］。濮孟蕾运用数值模拟方法探索了高含水期油田发生的低效无效循环现象的原因［17］。以上研究主要包括耗水条带、大孔道、高渗透通道等的表征方法、形成机理、形成时机以及基于统计的发育程度评价等方面的研究，但在耗水条带的表征指标方面存在参数难以获得和矿场难以应用的问题。

为此，笔者从耗水条带的定义出发，提出了基于油藏数值模拟结果易获得的储层渗透率、原油黏度、含水饱和度的耗水条带表征指标，从技术（渗流能力）、经济等角度出发，建立了耗水条带发育程度分级方法，后将其运用于某油田实际区块，认识了该区块耗水条带分级及分布特征，该研究为水驱油藏进一步制定开发对策提供有力支撑。

1 耗水条带表征指标

从高耗水条带定义可知：高耗水条带的核心是油水流动能力差异变大，外在表现为吸水能力明显高于临近区域、注入水循环效率低下的条带。为了定量研究耗水条带的发育程度，提出拟耗水率的概念即生产单位原油所需的注入水量。

根据拟耗水率的定义，在注采平衡的条件下，结合达西公式可得：

根据（1）式可知，拟耗水率与油水两相渗透率及油水黏度有关，结合Willhite 相对渗透率曲线表征公式［18］：

将（2）式和（3）式代入（1）式，可得：

根据崔传智等的研究成果［19］，对于胜利油区河流相沉积的中高渗透油藏，（4）式中的相应系数（束缚水饱和度和残余油饱和度、水相相对渗透率端点值、水相指数及油相指数）与储层渗透率的关系分别为：

从（4）式至（9）式可知，拟耗水率与储层渗透率、油水黏度、含水饱和度有关，其反映了油水流动能力差异，且参数易于获取，极易运用于实际矿场。

2 耗水条带分级方法

2.1 技术角度的耗水条带发育程度分级方法

取某油田实际区块，其参数主要包括：渗透率为548 mD，原油黏度为36.49 mPa·s，水黏度为0.576 3 mPa·s，运用（4）式，可得拟耗水率与含水饱和度的关系（图1）。从图1a 中可知，当含水饱和度大于0.72 时，拟耗水率呈指数增加，水相渗流能力急剧变强、油相渗流能力急剧变弱，认为此时形成了极端耗水条带（拟耗水率大于30 568 m³/m³）。从拟耗水率与含水饱和度半对数坐标上的关系（图1b）可知，拟耗水率随含水饱和度的增加先呈线性增加，再偏离直线上翘，且上翘程度随着含水饱和度的增加而增加；当拟耗水率偏离直线段时（含水饱和度大于0.58），油水渗流能力发生相对变化，认为此时形成高耗水条带（拟耗水率大于150 m³/m³）。

图1 拟耗水率与含水饱和度的关系Fig. 1 Relationship between pseudo-water-consumption rate and water saturation

为进一步揭示高耗水条带形成时机的内在原因，运用（2）式与（3）式可得水油相相对渗透率比与含水饱和度在半对数坐标上的关系（图2）。从图2可知，水油相相对渗透率比随含水饱和度的增加，先呈线性降低，再偏离直线向下翘，且向下翘趋势越来越大；偏离直线段时的含水饱和度为0.58，即水油相相对渗透率比拐点所对应的拟耗水率偏离直线段时刻，也就是表示油水流动能力变化导致拟耗水率偏离直线。

图2 水油相相对渗透率比与含水饱和度的关系Fig. 2 Relationship between relative permeability ratio of water-oil phase and water saturation

从以上分析可知，基于研究区块油藏的物性参数，在技术角度（渗流能力），拟耗水率小于150 m³/m³时为低耗水条带，拟耗水率为150～30 568 m³/m³时为高耗水条带，拟耗水率大于30 568 m³/m³时为极端耗水条带。由于拟耗水率与储层渗透率、油水黏度有关，因此高耗水条带、极端耗水条带的具体界限随储层渗透率、油水黏度的变化而变化。

2.2 经济角度的耗水条带发育程度分级方法

基于拟耗水率定义（产出单位原油所需的注入水量），在经济平衡条件下，产出单位原油时，收益（综合收益率与油价乘积）等于支出（注入水量与水费用乘积，其中水费用包括工业用水价格与水处理费用），因此可得等式：

根据油田生产成本的各项经济指标，当税率为0.95 时，工业用水价格为4 元/t，水处理成本为40 元/t时，结合（10）式可得不同油价时对应的经济极限耗水率（图3）。从图3 可知，随着原油价格增加，经济极限耗水率呈线性增加；当原油价格为2 500 元/t时所对应的经济极限耗水率为54 m3/m3。从以上分析可知，从经济角度可将耗水条带分为经济与非经济2级，其中经济极限耗水率小于54 m3/m3为经济耗水条带，大于54 m3/m3为非经济耗水条带。

图3 不同油价所对应的经济极限耗水率Fig. 3 Economic limit water consumption rate corresponding to different oil prices

2.3 耗水条带发育程度分级影响因素分析

运用表1中的参数及建立的耗水条带发育程度综合分级方法，开展其影响因素分析。基于表1 中的类型Ⅰ数据，运用（2）式和（3）式可计算得到储层的相对渗透率，再将该相对渗透率代入拟耗水率计算（1）式中，可得到拟耗水率随含水饱和度的变化关系，从而获得技术角度的耗水条带发育程度分级，结合经济角度的耗水条带发育程度分级，最终可获得耗水条带发育程度综合分级结果（图4）。从图4 可知，类型Ⅰ对应油藏的耗水条带可分为4 个等级：拟耗水率大于175 438 m3/m3时形成极端耗水条带；拟耗水率大于54 m3/m3小于175 438 m3/m3时，为非经济高耗水条带；拟耗水率大于51 m3/m3小于54 m3/m3时，为经济高耗水条带；拟耗水率小于51 m3/m3时，为经济低耗水条带。同理可得，类型Ⅱ与类型Ⅲ所对应油藏耗水条带发育程度综合分级结果（表2）。

图4 类型I对应油藏的耗水条带发育程度综合分级结果Fig. 4 Comprehensive grading results of development degree of water-consumption zones corresponding to type I reservoirs

表1 不同类型油藏物性参数Table1 Physical property parameters of different types of reservoirs

从表2 可知，对于类型Ⅰ与类型Ⅱ对应油藏的耗水条带可分为经济低耗水条带、经济高耗水条带、非经济高耗水条带及极端耗水条带4 级。对类型Ⅲ对应油藏，由于技术方法计算获得的拟耗水率小于60 m3/m3时为低耗水条带，而在当前油价下的经济极限耗水率为54 m3/m3，因此该类型耗水条带为经济低耗水条带、非经济低耗水条带、非经济高耗水条带及极端耗水条带4级。

表2 不同类型油藏耗水条带发育程度综合分级结果Table2 Comprehensive grading results of development degree of water-consumption zones in different types of reservoirs

基于这3种不同的油藏，分析储层渗透率、原油黏度因素对耗水条带形成的影响。对比类型Ⅰ与类型Ⅱ可知，保持其他条件不变时，随着原油黏度的降低，极端耗水条带形成时所对应的拟耗水率变小，发育加快。对比类型Ⅰ与类型Ⅲ可知，在其他物性参数相同时，随着渗透率的降低，经济高耗水条带消失，同时出现非经济低耗水条带，高耗水条带形成时所对应的拟耗水率变大，但极端耗水条带形成时所对应的拟耗水率变小。

3 实例应用

以胜利油区孤岛油田A 区Ng3-4 单元为例，开展耗水条带划分与演化规律研究。研究区位于孤岛油田披覆背斜构造西翼，为高孔、高渗透、常温、常压油藏，构造平缓，地层倾角为1.5°～2°。研究区面积为3.26 km2，地质储量为1 074×104t，孔隙度为32.7%～35.6%，渗透率为544～1 830 mD，原油黏度为500～2 500 mPa·s，原始地层压力为12.35 MPa，原油饱和压力为9.25 MPa，地层压力为10.7 MPa。生产井网为200 m×230 m，北东向行列正对井网。从1976 年3 月投入生产，截至目前油藏综合含水率为98.1%，采出程度为52.3%。基于研究区的物性及井网，建立数值模拟模型。模拟水驱开发过程，获得含水率随采出程度的变化关系（图5）。由图5 可知，数值模拟中，综合含水率为98.47%时的采出程度为53.2%，与该单元实际综合含水率为98.1%时的采出程度为52.2%相近，说明所建立的数值模拟模型能够较好地反映该单元的实际开发状况。

图5 含水率随采出程度的变化关系Fig. 5 Variation curve of water cut with recovery

依据研究区物性参数与建立的耗水条带发育程度综合分级方法，获得耗水条带发育程度综合分级结果：拟耗水率大于30 771 m3/m3时为极端耗水条带；拟耗水率为54～30 771 m3/m3时为非经济高耗水条带；拟耗水率为39～54 m3/m3时为经济高耗水条带；拟耗水率小于39 m3/m3时为经济低耗水条带。再基于研究区油藏数值模拟结果，运用各网格的物性参数，计算出各网格的拟耗水率；最后依据研究区耗水条带发育程度综合分级结果，对研究区目前（综合含水率98.1%时）耗水条带发育程度进行综合分级。从图6 可知，极端耗水条带主要分布于水井附近，发育面积较小；非经济高耗水条带包裹极端耗水条带，发育面积其次；经济高耗水条带包裹非经济高耗水条带，且发育面积较大；经济低耗水条带分布于驱替效率较低区域，发育面积较大。

图6 井网耗水条带发育程度分布（综合含水率为98.1%时）Fig. 6 Distribution of development degree of waterconsumption zones in current well pattern（with a water cut of 98.1%）

从耗水条带发育程度演化规律（图7）可知，随着开发的进行（综合含水率从90%增加至95%），极端耗水条带、非经济高耗水条带及经济高耗水条带发育面积逐渐变大，同时经济低耗水条带发育面积逐渐变小；当开发至综合含水率为98.47%时，储层极端耗水条带与非经济高耗水条带显著发育。

图7 耗水条带发育程度演化规律Fig. 7 Evolution laws of development degree of water-consumption zones

4 结论

通过引入耗水条带表征指标，形成了耗水条带发育程度分级方法，并将其运用于某油田实际区块，认识研究区目前的耗水条带发育程度及其分布特征。通过研究发现，随着原油黏度降低，高耗水条带和极端耗水条带形成时所对应的拟耗水率变小，发育快；随着渗透率的降低，经济高耗水条带消失，同时出现非经济低耗水条带，高耗水条带形成所对应的拟耗水率变大，但极端耗水条带形成时对应的拟耗水率变小。研究区目前的极端耗水条带主要分布于水井附近，发育面积较小；非经济高耗水条带包裹极端耗水条带，发育面积其次；经济高耗水条带包裹非经济高耗水条带，且发育面积较大；经济低耗水条带分布于驱替效率较低区域，发育面积较大。

符号解释

H——拟耗水率，m3/m3；

I——经济极限耗水率，m3/m3；

K——渗透率，mD；

Kro——油相相对渗透率，无因次；

Krw——水相相对渗透率，无因次；

Krwi——水相相对渗透率端点值，无因次；

m——油相指数；

n——水相指数；

Pi——水的处理费用，元/t；

Po——原油价格，元/t；

Ps——人工成本等费用，元；

Pw——工业用水价格，元/t；

Qi——累积产液量，m3；

Qo——累积产油量，m3；

Qw——累积产水量，m3；

Sor——残余油饱和度，无因次；

Sw——含水饱和度，无因次；

Swc——束缚水饱和度，无因次；

α——税率，无因次；

μo——原油黏度，mPa·s；

μw——水黏度，mPa·s。