大慶長垣外圍特低滲透油藏開發(fā)效果綜合評價方法

李承龍，苗志國，李照永，張 宇

(1.中國石油大慶油田有限責任公司，黑龍江 大慶 163712；2.大慶師范學院，黑龍江 大慶 163712)

0 引 言

目前已有的特低滲透油藏開發(fā)效果評價體系及方法存在以下幾點不足[1-7]：①已有油藏開發(fā)效果評價方法普遍適用于低滲透油藏，無法對特低滲透油藏開發(fā)效果作出準確評價；②在評價體系方面，已有評價方法缺少表征特低滲透油藏滲流特征、流體性質的指標，未考慮啟動壓力梯度、壓敏效應、原油黏度、非均質程度等因素的影響；③特低滲透油藏由于其特殊的地質特征，油井產量普遍偏低，效益差，已有評價方法未考慮低產低效井、措施效果等方面的影響，未能充分考慮效益情況，無法完全體現(xiàn)特低滲透油藏開發(fā)特點；④在開發(fā)效果評價方法方面，常用的隸屬度計算方法有Delphi法、模糊統(tǒng)計法、增量法、因素加權平均法、單因素分析法、立正法、專家經(jīng)驗法、二元對比排序法等，但這些方法難以描述影響因素的復雜性和實測指標的區(qū)間形式，只能表征一般規(guī)律形式，無法將指標集評判為多個級別；⑤權重計算方法分為主觀賦權法和客觀賦權法，常用的權重計算方法有層次分析法、Delphi法、優(yōu)序圖法、熵權法、相關系數(shù)法、主成分分析法等，但已有方法均具有一定的局限性，主觀賦權法無法體現(xiàn)評估指標的重要程度隨時間的漸變特性，客觀賦權法忽視了決策者經(jīng)驗的重要性，可能出現(xiàn)權重值不合理的現(xiàn)象。針對以上不足，以大慶外圍油田A區(qū)塊為研究對象，基于研究區(qū)實際情況，綜合考慮油藏條件、開發(fā)指標、注采系統(tǒng)、壓力系統(tǒng)、動用狀況、整體效果、效益情況及管理情況，完善開發(fā)效果評價體系，利用隸屬度區(qū)間分布計算方法和主客觀組合賦權法，建立特低滲透油藏開發(fā)效果綜合評價方法，提高評價結果的準確性、合理性。大慶長垣外圍油藏類型多樣，開發(fā)方式及開發(fā)效果差異大。為了合理有效動用長垣外圍油田，需要根據(jù)各區(qū)塊實際情況開展開發(fā)效果評價工作，從而明確開發(fā)調整方向。

1 開發(fā)效果綜合評價體系的建立

與常規(guī)油藏相比，特低滲透油藏具有以下幾點不同：①砂體發(fā)育窄小，單項連通比例較高，部分層位有注無采或有采無注，注采系統(tǒng)不完善；②儲層物性差、有效厚度小、儲量豐度低、產量遞減快，部分區(qū)塊注水井的注入能力和油井產液能力較差，普遍存在低采油速度、低采出程度的問題，低效井比例較大；③滲透率低、流度小、啟動壓力梯度大，難以建立有效驅動體系，地層壓力保持水平低，水驅波及面積小，動用程度低，受壓敏效應影響顯著，油藏滲透率降低[8-10]；④部分區(qū)塊裂縫較發(fā)育，注入水沿裂縫突進，油井見水后含水上升快或水淹；⑤部分區(qū)塊裂縫、干砂巖等較發(fā)育，存在注入水外溢或干砂巖吸水的現(xiàn)象，導致特低滲透油藏注采比普遍偏高；⑥措施和操作成本高。

根據(jù)特低滲透油藏的特點，遴選開發(fā)效果評價指標[11-15]，共包括九大系統(tǒng)，46個指標(圖1)。其中，含水采出程度比是綜合含水與采出程度的比值。

圖1 特低滲透油藏開發(fā)效果評價體系

與傳統(tǒng)方法的評價體系對比，文中所建立方法評價體系有以下創(chuàng)新性：①文中所建立的評價體系充分考慮了特低滲透油藏開采特征、流體滲流特征、地質特征、流體特性、經(jīng)濟效益情況等，而傳統(tǒng)方法僅僅考慮了開采特征和地質特征；②啟動壓力梯度、壓敏效應、流體黏度等因素是特低滲透油藏低產的主要原因，新的評價體系充分體現(xiàn)了特低滲透油藏地質特征、流體滲流特征和流體特性；③引入噸油操作成本和投入產出比，體現(xiàn)了特低滲透油藏經(jīng)濟效益情況。

2 開發(fā)效果綜合評價方法的建立

建立特低滲透油藏開發(fā)效果評價模型的具體步驟：①構建隸屬函數(shù)計算單指標區(qū)間，利用隸屬度區(qū)間分布方法計算各指標隸屬度；②利用主客觀組合賦權法計算評價指標權重；③根據(jù)隸屬度計算結果，進行指標評判，屬一級評判；④利用權重計算結果，進行系統(tǒng)評判，屬二級評判；⑤綜合評判，屬三級評判。

2.1 隸屬度計算

此次研究采用隸屬度區(qū)間函數(shù)代替確定數(shù)值[16-22]，將指標分為若干個等級，結合實際情況采用相應的隸屬度區(qū)間函數(shù)F[好，中，差]對指標進行運算，根據(jù)評判結果明確該指標的分布等級，以避免用確定性的數(shù)字難以量化描述模糊性指標的缺陷。

單調遞增指標隸屬度區(qū)間函數(shù)：

(1)

或單調遞減指標隸屬度區(qū)間函數(shù)：

(2)

具體步驟：根據(jù)各項指標對開發(fā)效果的影響，將指標分為單調遞增指標(指標越大，開發(fā)效果越好)和單調遞減指標(指標越小，開發(fā)效果越好)，將評價級別劃分為好、中、差3個等級，并統(tǒng)計長垣外圍特低滲透油田每項指標的最大值xmax和最小值xmin，結合特低滲透油藏實際情況，劃分各項指標等級界限x1、x2，滿足xmin

2.2 權重計算

為降低主觀賦權法中人為因素的影響，采用主客觀組合賦權法計算權重[23-26]，修正客觀賦權法的計算結果偏差。具體步驟：①假設評價體系共t個系統(tǒng)，有k個指標，分別選用n(n≥1)種主觀賦權法和m(m≥1)種客觀賦權法對各項指標進行賦權，得到主觀權重向量y1，y2，…，yn和客觀權重向量yn+1，yn+2，…，yn+m，其中，yi=(yi1，yi2，…，yik)；②將n個主觀權重向量和m個客觀權重向量分別求取期望值并歸一化處理，得到主觀權重向量w=(w1，w2，…，wk)和客觀權重向量z=(z1，z2，…，zk)；③根據(jù)式(3)計算各項指標的組合權重向量h=(h1，h2，…，hk)；④根據(jù)式(4)求取概率系數(shù)a、b。

(3)

(4)

式中：a、b分別為主觀權重向量和客觀權重向量的概率系數(shù)，a+b=1，a≥0，b≥0；G(a)為權重極值函數(shù)；T為矩陣轉置符號。

此次研究主觀賦權法選用Delphi法和層次分析法[27]，客觀賦權法選用相關系數(shù)法和主成分分析法[28]。

2.3 三級評判

(1) 一級評判：針對46項指標進行評判，利用隸屬度區(qū)間函數(shù)對各指標進行計算，根據(jù)計算結果對各指標進行評判，共分為好、中、差3個級別。

(2) 二級評判：針對9個系統(tǒng)進行評判，采用主客觀組合賦權法分別計算各指標權重，將各項指標隸屬度計算結果(好、中、差3個結果)分別與各項指標權重相乘，將同一系統(tǒng)內各等級的乘積進行求和，再比較3個等級數(shù)值大小，確定各系統(tǒng)等級。

(3) 三級評判：對區(qū)塊開發(fā)效果進行綜合評判，將所有指標隸屬度計算結果(好、中、差3個結果)分別與各項指標權重相乘，將各等級的乘積進行求和，再比較3個等級數(shù)值大小，明確區(qū)塊整體開發(fā)效果。

(5)

式中：X為三級評判結果。

3 實例分析

以長垣外圍特低滲透油藏A區(qū)塊為例，區(qū)塊動用石油地質儲量為374.5×104t，空氣滲透率為4.2 mD，孔隙度為16.2%，有效厚度為14.5 m，原油黏度為5.2 mPa·s，儲量豐度為38.4×104t/km2，水驅控制程度為79.7%，油水井數(shù)為105口，開采扶楊油層，區(qū)塊采用反九點法井網(wǎng)，井距為300 m×300 m。區(qū)塊于2013年開采，截至2016年底，累計產油58.6×104t，綜合含水為55%，綜合遞減率為18.51%，可采儲量采油速度為1.07%，區(qū)塊已于2011年實施二次加密調整，加密潛力較小。利用所建立方法評價A區(qū)塊開發(fā)效果(表1—3)，綜合評價其開發(fā)效果為“中”。

根據(jù)各項指標、評價結果，于2017年5月開展了區(qū)塊措施調整工作，重點改善二級評價結果為“中”的指標。在精細油藏描述的基礎上，通過注采系統(tǒng)調整、提升管理方式、優(yōu)化成本投入、油藏改造等手段，區(qū)塊總體取得了較好的開發(fā)效果和經(jīng)濟效益。

表1 A區(qū)塊油藏條件一級評判結果

表2 A區(qū)塊各指標權重計算結果

表3 2016年A區(qū)塊開發(fā)效果綜合評價結果

(1) 井網(wǎng)系統(tǒng)調整。井網(wǎng)加密潛力評價結果表明，當油價為70美元時，具有加密潛力井2口；當油價為60美元時，具有加密潛力井1口；當油價低于60美元時，無加密潛力井，因此，結合實際情況，不實施加密調整。

(2) 注采系統(tǒng)調整。通過實施補孔9井次，轉注6口井，改善了注采關系，提高了多項連通比；通過優(yōu)化注水方案8口井、細分重組11口井、措施增注4口井，同時關停無效注水井3口，提高了注水效率，降低了區(qū)塊耗水量，年注采比由2.59下降至2.29。

(3) 壓裂改造。油井縫網(wǎng)壓裂：通過直井縫網(wǎng)壓裂措施提高油層滲透性，共實施直井縫網(wǎng)壓裂6口井，壓裂初期，平均單井日增油量達7.1 t/d，截至2018年12月，單井累計增油987 t，日產油量為2.1 t/d，增液強度為同區(qū)塊常規(guī)壓裂井的2.4倍；注水井規(guī)模壓裂：對中心井區(qū)4口注水井采取壓裂措施，措施后平均單井日注水量由11.2 t/d上升至23.8 t/d。

(4) 管理方式提升。通過油藏改造、注采系統(tǒng)調整，低效、長關井比例由18.7%下降至13.3%。

(5) 優(yōu)化成本投入。通過開展勞動組織、資產結構、運行管理等全方位改革，調整了直接人員費、井下作業(yè)費等，并對區(qū)塊邊部低效井采取定期提撈開采方式，有效控制了操作成本。

對比分析調整前后各項指標數(shù)據(jù)(表4)可知，與調整前相比， A區(qū)塊開發(fā)效果得到明顯提高，可采儲量采油速度由1.27%上升至1.35%，含水上升率由9.8%下降至7.2%，低效、長關井比例下降5.4個百分點，投入產出比由1.00∶1.17提高至1.00∶1.21，壓力保持水平由62%上升至68%，水驅控制程度由58.6%提高至79.7%，區(qū)塊得到有效動用。

表4 A區(qū)塊調整前后部分指標對比情況

4 結 論

(1) 考慮特低滲透油藏地質特征、流體滲流特征、流體特性、管理方式及效益情況等因素，建立了特低滲透油藏開發(fā)效果評價體系，發(fā)展了特低滲透油藏開發(fā)效果綜合評價方法，彌補了已有評價方法的不足。

(2) 利用隸屬度區(qū)間分布計算方法和主客觀組合賦權法，建立長垣外圍特低滲透油藏開發(fā)效果綜合評價模型，降低了主觀賦權法中人為因素的影響度，修正客觀賦權法計算結果偏差，能夠更準確地描述特低滲透油藏開發(fā)水平。

(3) 2016年長垣外圍特低滲透油藏A區(qū)塊綜合評價結果為“中”，通過轉注、直井縫網(wǎng)壓裂、注采系統(tǒng)調整等一系列調整措施，截至2018年底，區(qū)塊總體取得了較好的開發(fā)效果和經(jīng)濟效益，該研究成果可為長垣外圍特低滲透油藏開發(fā)規(guī)劃提供科學依據(jù)。