天然能量水體評價方法及實例應(yīng)用

王 剛，繆飛飛，楊東東，段 宇，李 珍

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

油藏能量評價是油藏開發(fā)過程中一項重要的工作，目前油藏天然能量評價標(biāo)準(zhǔn)用無因次彈性產(chǎn)量比（Qe，式1）和采出1% 地質(zhì)儲量的地層壓降（Dpr，式2）2個指標(biāo)[1]把天然能量大小劃分為：天然能量充足、天然能量比較充足、天然能量不足、天然能量微弱4個級別（見表1）。然而在礦場應(yīng)用中，常常采用水體倍數(shù)表征油田天然能量，那么油藏天然能量大小劃分級別與水體倍數(shù)是如何對應(yīng)的。因此，本文從油田實際基本參數(shù)出發(fā)，建立機理模型，通過油藏數(shù)值模擬方法，設(shè)置不同的水體倍數(shù)，研究油藏天然能量水體大小級別與水體倍數(shù)的對應(yīng)關(guān)系圖版，根據(jù)圖版評價實際油田天然能量水體大小，從而確定油田注水時機和開發(fā)策略，指導(dǎo)油田高效開發(fā)。

表1 天然能量評價表Tab.1 Naturel energy evaluation

1 目前水體倍數(shù)的研究方法

目前礦場常用的水體倍數(shù)的計算方法有3種，容積法、物質(zhì)平衡法和數(shù)值模擬法[2-4]。

1.1 容積法

容積法求取水體倍數(shù)是指根據(jù)油藏地質(zhì)資料，確定圈閉中儲存的油氣和水的地下體積，然后根據(jù)兩者的體積之比計算水體倍數(shù)（公式3）。

該方法需要的地質(zhì)參數(shù)有：構(gòu)造圈閉面積、儲層的平均有效厚度、孔隙度和油藏的含油面積、油層的平均有效厚度、束縛水飽和度。該方法在計算水體倍數(shù)時不需要油藏生產(chǎn)動態(tài)資料，但需要精確的地球物理資料來確定水體邊界的范圍。

1.2 物質(zhì)平衡法

物質(zhì)平衡方法求取水體倍數(shù)是利用油藏的基本地質(zhì)參數(shù)、流體參數(shù)、油藏開發(fā)至某一壓力下原油采出程度和水采出程度通過物質(zhì)平衡方程求得水體倍數(shù)（公式 4）。

該方法計算水體倍數(shù)時要求地層壓力有明顯的壓力降。

1.3 數(shù)值模擬法

油藏數(shù)值模擬法求取水體倍數(shù)是利用地震物探、測井、錄井等方式獲得的靜態(tài)地質(zhì)資料建立油藏地質(zhì)模型，利用油藏生產(chǎn)動態(tài)資料，通過油藏數(shù)值模擬歷史擬合方法，不斷調(diào)整地層參數(shù)和水體大小，擬合油藏地質(zhì)儲量、產(chǎn)量、含水率、壓力等指標(biāo)，當(dāng)擬合結(jié)果比較好時，獲得地質(zhì)儲量和水體大小，從而求得水體倍數(shù)。該方法要求建立精確的油藏地質(zhì)模型和可靠的生產(chǎn)動態(tài)資料。

2 水體倍數(shù)研究機理模型的建立

本文通過建立機理模型研究天然能量大小評價4個級別與水體倍數(shù)的對應(yīng)關(guān)系。

2.1 機理模型的建立

模型基本參數(shù)采用渤海A油田8/9區(qū)（黏度96 mPa·s）和渤海 B 油田 5 井區(qū)（黏度 242 mPa·s）的基本參數(shù)。邊水模型，采用16×60×20網(wǎng)格系統(tǒng)，X方向的步長為 25 m，Y方向的步長為25 m，Z方向的步長為0.5 m。方案設(shè)計1口水平井天然能量開發(fā)，水平井距高部位邊界距離75 m（見圖1），水體倍數(shù)設(shè) 置 為 ：0、2、5、10、20、30、40、50、60、70、80、90、100、120、150，共計 30 個方案。

2.2 機理模型研究結(jié)果

通過油藏數(shù)值模擬研究，繪制出兩個油田不同水體倍數(shù)下，水體倍數(shù)與采出1%地質(zhì)儲量的地層壓降關(guān)系圖（見圖2）。從圖上可以得出天然能量大小評價4個級別與水體倍數(shù)的對應(yīng)關(guān)系如下：

（1）天然能量充足，Dpr＜0.2 MPa，水體倍數(shù)>100；

（2）天然能量比較充足，0.2 MPa≤Dpr＜0.8 MPa，水體倍數(shù)：10～100 倍；

（3）天然能量不足，0.8 MPa≤Dpr＜2 MPa，水體倍數(shù) 2～10倍；

（4）天然能量較弱，Dpr>2 MPa，水體倍數(shù)≤2倍。

3 實例應(yīng)用

通過建立的天然能量大小評價級別與水體倍數(shù)關(guān)系圖版，評價了渤海3個油田的天然能量大小（見表2）。渤海C油田實際計算水體倍數(shù)1～2倍，對應(yīng)的天然能量大小級別為天然能量微弱，通過機理模型研究該油田的注水時機在采出1%地質(zhì)儲量時，注水開發(fā)效果最好，該油田的開發(fā)策略為注水開發(fā)。渤海A油田8區(qū)中，計算的實際水體倍數(shù)8～10倍，對應(yīng)的天然能量級別為天然能量不足，通過機理模型研究該油田的注水時機在采出4%～5%地質(zhì)儲量時，注水開發(fā)效果最好，該油田的開發(fā)策略為先期利用天然能量開發(fā)，再注水開發(fā)。渤海A油田8區(qū)北、9區(qū)，計算的水體倍數(shù)20～30倍，對應(yīng)的天然能量評價級別為較充足，通過機理模型研究該油田的注水時機在采出8%～12%地質(zhì)儲量時，注水開發(fā)效果最好，該油田的開發(fā)策略為先期利用天然能量開發(fā)，再注水開發(fā)。渤海D油田實際計算的水體倍數(shù)>100倍，對應(yīng)的天然能量評價標(biāo)準(zhǔn)為天然能量充足，該油田的開發(fā)策略為利用天然能量開發(fā)，不注水就能取得好的開發(fā)效果。

圖1 機理模型圖Fig.1 Mechanism model

圖2 水體倍數(shù)與采出1%地質(zhì)儲量壓降值圖Fig.2 Water volumetric multiple vs pressure drop per recovery of reservoir reserve

表2 典型油田水體倍數(shù)與天然能量大小級別表Tab.2 Water volumetric multiple of typical oilfield vs naturel energy level

4 結(jié)論與認識

通過機理模型，繪制了油藏天然能量大小評價與水體倍數(shù)關(guān)系圖版，應(yīng)用圖版評價了渤海3個油田天然能量水體大小，確定了油田開發(fā)時機和開發(fā)策略，從而指導(dǎo)油田高效開發(fā)。

符號注釋：

Qe-無因次彈性產(chǎn)量比；Np-累積產(chǎn)油量，104m3；N-地質(zhì)儲量，104m3；CT-油區(qū)綜合壓縮系數(shù)，1/MPa；Ce-水區(qū)綜合壓縮系數(shù)，1/MPa；Pi-原始地層壓力，MPa；P-任意時刻地層壓力，MPa；q-日產(chǎn)油量，m3；Dpr-每采出1%的地質(zhì)儲量地層平均壓力降，MPa；Ro-原油采出程度，%；n-水體倍數(shù)；Vo-原油地下體積，104m3；Vw-地層水地下體積，104m3；A-圈閉面積，km2；Ao-含油面積，km2；Rw-水的采出程度，%；H-儲層有效厚度，m；h-油層厚度，m；Swi-束縛水飽和度。