低饱和度油藏原始饱和度计算及含水上升规律

戴胜群，徐勋诚，洪秀娥，尹太举，付 波

(1.长江大学地球科学学院3RG研究组，湖北荆州 434023;2.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北荆州 434023）

低饱和度油藏原始饱和度计算及含水上升规律

戴胜群1，2，徐勋诚1，2，洪秀娥1，2，尹太举1，2，付 波1，2

(1.长江大学地球科学学院3RG研究组，湖北荆州 434023;2.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北荆州 434023）

受低幅度构造、地层倾角小、储层渗透率低、油源供给不足等因素影响，油层中存在自由水，若整个开发层系的油层大面积内均为油水同层，则称为低含油饱和度油藏。低含油饱和度油藏油井投产初期就具有一定含水率。由于室内岩心试验获得的油水相对渗透率曲线是在饱和油情况下进行，因此，油田实际含水与采出程度和利用室内试验曲线计算出的理论含水与采出程度曲线不能较好吻合，当油藏原始含水饱和度较高时这种误差会很大，导致含水与采出程度理论曲线无法正确预测油藏含水上升规律。根据试验获得的相渗曲线和实际生产数据，采用试验数据与生产实际相互印证的方法，修正油藏含水上升规律，计算油藏原始含水饱和度，解决了油藏原始含油饱和度计算以及具有原始含水饱和度油藏含水上升规律预测问题，对正确认识油藏和开发指标预测具有重要意义。

低幅度构造;低饱和度油藏;原始含油饱和度计算;含水上升规律

常规油藏在原始饱和度下束缚水一般低于40%，而且束缚水在油田开发过程中一般不会发生流动，而低含油饱和度油藏的共存水饱和度高于常规束缚水饱和度，含油饱和度明显偏低，存在明显可动水，这类油气田在开发过程中不存在无水期采油，具有明显不同于常规油藏的渗流特征。

低含油饱和度油藏形成的原因一般归结为三个方面:一是油源供给不足;二是储集层岩石颗粒细小，孔喉细小，部分相对大的孔喉内充注了油气，而细小孔喉内仍然被原始水所占据;三是地层倾角小，构造幅度低，这种情况导致油水密度差产生的浮力小，不能有效排驱小孔喉内的水分。由于以上原因油藏原始含油饱和度低，油藏内存在自由水。

某油藏为一宽缓背斜油藏，构造主体仅发育少量断层，含油面积内地层倾角2.7°，储层沉积于干旱气候条件下，岩石颗粒主要为碳酸盐岩，少量碎屑颗粒。干旱气候条件下沉积的盆外碎屑颗粒细小，以细砂和粉砂为主，盆内自生的碳酸盐岩受水体能量弱影响颗粒直径细小，细粒的碎屑颗粒和碳酸盐岩颗粒形成了低孔低渗储集层，储层平均孔隙度14.6%，平均渗透率2.98 ×10－3μm2。油气聚集过程中因油源不足，油层大面积为油水同层，油井投产初期就具有一定含水率。

1 试油及油井投产状况分析

1.1 试油情况分析

油藏共试油21口井、58个层组。单试小层中，油水同层7层，含油水层7层，低产油层1层，干层4层，水层2层。统计单试层产状，日产油30.54 t/d，日产水109 t/d，含水78.11%;合试层组18个，日产油9.68 t/d，日产水 49.3 t/d，含水 83.59%。试油结果表明油藏油层原始含油饱和度低，油层中含自由水。油藏原油密度0.75 g/cm3，地下原油黏度0.98 MPa·s。

1.2 油井投产状况分析

油藏于1998发现，当年完钻4口井，1999～2001年间完钻24口井，2002～2005年间完钻4口井，其中转注7口井，2006年完钻加密调整井40口，2008年转注8口井，2009年底转注22口井。根据油藏勘探开发历程分析，2006年之前油藏基础井网已经建成，构造高、低部位均有完钻井分布，油藏基本处于天然能量开采状态。

表1 2006年前油藏投产油井生产状况表Tab.1 The production status of oil wells put into production before 2006

统计2006年前投产油井生产状况，共投产45口油井，因投产第一个月含作业水不能真实反映油藏状况，而其后几个月的生产状况基本能反映油藏的原始特征。根据统计，油井投产后约半年生产时间内，平均月开井数 42口(表 1），单井日产油3.98 t/d，日产水 2.43 m3/d，综合含水 37.88%。分析油井投产状况，可以看出油藏原始含油饱和度较低，投产初期油井就有一定含水率，相当于饱含油油藏经过一定时间水驱开发后的生产状况。

2 含水率变化规律

判断一个油藏含水是否正常，通常用含水与采出程度曲线作为依据［1］。理论含水与采出程度曲线依据相渗曲线制作，根据油水渗流理论，分流量方程如下:

通常将油水相对渗透率的比值表示为含水饱和度的函数，油水两相渗透率的比值与含水饱和度间为一曲线关系［2－5］。曲线可分为三段，束缚水饱和度下初期的一段为曲线，中间一段为直线，残余油饱和度附近为曲线，而中间的直线段部分正好是实际应用中常用的范围。

经过上述变换之后，含水率与相对渗透率之间的关系，转变为含水率与含水饱和度和油水黏度之间的关系，从而与油藏实际含水率计算和预测联系起来。

3 驱油效率和采出程度变化规律

按照采收率标定规范，油藏废弃含水率为98%，对应的采出程度为油田的最终采收率。最终采收率的计算方法包括经验公式法、图版法、水驱特征曲线法和谢尔卡乔夫公式等等［6，7］，诸多采收率计算公式中，采收率与驱油效率和波及体积关系式是最基本的表达式，在达到最终采收率之前，驱油效率与波及体积的乘积可看作是油藏的采出程度。

油藏驱油效率可通过室内相渗试验数据计算，根据公式(4）得知，随着岩心含水饱和度不断增加，驱油效率呈不断增加趋势，当含水率98%时为岩样驱油效率的最大值(ED）。若利用经验公式计算出油藏的最终采收率ER，就可以应用采收率计算的一般表达式来反算油藏的最终波及体积，计算公式如下:

经验公式计算的采收率或采出程度，通常假设油藏的驱油效率为定值，认为波及体积随油藏开发程度的不断加深而逐步增加。但应用室内相渗试验数据计算驱油效率公式(4）得出的结论并非如此，驱油效率为一变量，随含水饱和度增加而增加。

许多物理模拟试验结果证明，流体在多孔介质内流动过程中，在流体黏度、试验压差等保持恒定的情况下，流体总是沿着较大孔喉半径分布区域流动，较小孔喉半径区域流体很难参与流动。基于以上分析，认为水驱油过程中驱油效率为一变量，波及体积为定值，由此可导出采出程度随含水饱和度变化计算公式。

在室内试验条件下，岩心样品水驱波及体积可以看作100%，即岩心样品的含水饱和度变化所体现的是驱油效率变化，计算公式如下:

应用公式(3）和公式(7），可建立含水与采出程度理论关系式，即随含水饱和度增加，采出程度和含水逐步增加。

4 油藏原始含水饱和度计算

油藏经过水驱后，随含水饱和度增加含水率上升，反过来利用已知油藏初始含水率可以推算出油藏的原始含水饱和度。低饱和度油藏，尤其是在取得的饱和度资料少，或者饱和度资料代表性差的情况下，可利用丰富的投产资料计算油藏的原始含水饱和度，计算结果对低含油饱和度油藏开发调整和指标预测具有重要的经济价值和现实意义。

由公式(2）进行曲线回归拟合，得到参数a、b值，利用公式(3）可导出油藏原始含水饱和度计算公式。

5 低含油饱和度油藏含水与采出程度变化规律

5.1 低含油饱和度油藏含水与采出程度校正方法

分析油藏试油和初期油井投产状况，若油藏以油水同层为主，油井投产初期就必然有一定含水率，即油藏内除束缚水之外还存在可动水。当油藏原始含油饱和度较低时，应用室内相渗试验获得的含水与采出程度数据与油藏实际曲线相比相差甚远，此时，利用理论曲线来预测油藏的实际含水上升规律，必然导致错误的预测结果，为此，需要推导出符合油藏实际情况的含水与采出程度预测模型。具体步骤如下:

(1）根据相渗试验数据利用公式(2）回归出系数 a、b值;

(2）根据相渗曲线回归的系数、油藏初始含水率和油水黏度，再利用公式(8）计算油藏原始含水饱和度;

(3）利用公式(7）计算对应含水饱和度下采出程度，该采出程度为饱含油油藏水驱开发、含水饱和度上升后所对应的数值，对于低含油饱和度油藏而言为虚拟采出程度;

(4）油藏的实际采出程度+虚拟采出程度，两个采出程度之和与含水的对应关系才能正确反映油藏的含水变化规律。

5.2 低含油饱和度油藏含水与采出程度不能很好匹配的原因分析

室内试验获得的相渗曲线是在岩心饱和原油的条件下进行，岩心原始含水饱和度为束缚水饱和度。由此看出，理论与实际之间的差别主要体现在含水饱和度差异上，即油藏实际初始含水率对应的为某一含水饱和度，理论曲线初始含水率对应的却是束缚水饱和度。

6 应用实例

油藏共测得12组相渗曲线，根据油藏平均渗透率和所测得的相渗曲线进行拟合，获得了油藏综合相渗曲线(表2）。

表2 油藏综合相渗曲线Tab.2 The integrated relative permeability curve of oil reservoirs

油藏含水率98%时的驱油效率为48.21%;油藏最终采收率利用水驱经验公式计算，并参考同类油藏的最终采收率，综合取值25%;利用驱油效率和采收率计算结果反算波及体积为51.86%。应用综合相对渗透率曲线可绘制出不同含水饱和度下的采出程度与含水关系理论曲线(图1），并将实际采出程度与含水数据点标绘到理论曲线图上。由图1看出，实际采出程度与含水明显背离理论曲线。理论曲线与油藏实际采出程度差异大的主要原因是所对应的含水饱和度不同，这个观点前文已经论述。

图1 校正前采出程度与含水关系曲线Fig.1 The curve of degree of reserve recovery and water cut before correcting

为了正确表征低含水饱和度油藏采出程度与含水的关系，需要将实际采出程度与含水的关系校正到理论曲线含水饱和度下，从而可正确表征油藏采出程度与含水变化规律。

根据油藏油井平均原始含水率，利用公式(8）计算油藏原始含水饱和度为50.37%，计算对应含水饱和度下采出程度为15.61%，在此含水饱和度下油藏并未采出，因此，这个采出程度实际不存在，可称为油藏的虚拟采出程度。

低含水饱和度油藏实际采出程度加上虚拟采出程度，对应的含水饱和度与理论曲线一致，从而使理论曲线与实际数据在同一含水饱和度下比较(图2）。由图2看出，两项采出程度之和与含水关系接近理论曲线，且实际开采效果一定程度上好于理论曲线。分析认为实际开采效果好于理论曲线的主要原因是油藏长期处于天然能量开采状态，采出油量高，采出水量低，另外一个原因是注水状况不正常，多数水井一年正常注水时间仅3个月左右。

图2 校正后采出程度与含水关系曲线Fig.2 The curve of degree of reserve recovery and water cut after correcting

油藏注水不正常导致了含水变化规律不正常，预测这种非常条件下含水上升规律，需要进一步调整虚拟采出程度，最大程度的缩小误差，正确预测目前注采条件下的含水上升规律。经过调整，油藏虚拟采出程度降低到12.17%时效果最好(图3）。

图3 校正匹配采出程度与含水关系曲线Fig.3 The curve of degree of reserve recovery and water cut after correcting and matching

此外，利用虚拟采出程度和饱含油油藏最终采收率预测结果，可以计算出低含油饱和度油藏在开采末期的采出程度，具体做法是用预测的最终采收率减去虚拟采出程度，得到油藏的采出程度为9.39%，油藏可采储量为106 ×104t。

7 结论与认识

(1）低构造幅度、小地层倾角、油源不足是形成低饱和度油藏的重要原因。

(2）应用油水渗流理论和油藏投产初期含水率，计算油藏原始含水饱和度。

(3）低饱和度油藏不能直接应用理论含水与采出程度曲线预测油藏含水上升规律，需要根据油藏特征进行修正，修正后的曲线可正确预测油藏的含水上升规律。

(4）利用理论曲线和虚拟采出程度计算结果能够预测低含油饱和度油藏可采出油量的采出程度，为该类油藏可采储量标定提供依据。

符号注释:fw为含水率，小数;Qw为产水量，t;Qo为产油量，t;Kro为油相渗透率;Krw为水相渗透率;μo为原油黏度，mPa·s;μw为水黏度，mPa·s;a、b为系数;Sw为含水饱和度，小数;Swi为束缚水饱和度，小数;ED为驱油效率，小数;EV为波及体积，小数;ER为采收率，小数;R为采出程度，小数。

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The initial oil saturation calculation and water cut rising rules of low oil saturation reservoir

DAI Shengqun1，2，XU Xuncheng1，2，HONG Xiu’e1，2，YIN Taiju1，2，FU Bo1，2
(1.Remaining Resource Research Group，College of Geosciences，Yangtze University，Jingzhou Hubei 434023，China;2.MOE Key Laboratory of Oil＆ Gas Resources and Exploration Technique，Yangtze University，Jingzhou Hubei 434023，China）

Under the influence of low amplitude structures，low formation dip，low reservoir permeability，insufficient supply of oil sources and other factors，there is free water in the reservoir.If large areas of the reservoir in the entire layer series of development are oil-water layers，it is a low oil saturation reservoir.Reservoir wells have certain water cut during the initial production in low oil saturation reservoir.Oil-water relative permeability curves are obtained from indoor core tests in the case of the saturated oil，therefore，the actual water cut and degree of reserve recovery which was calculated through indoor tests can’t match well.And the error will be very large with higher initial water saturation，which makes the theoretic curve of water cut and degree of reserve recovery unable to predict water cut rising rules correctly.Taking the method of confirming experimental data and actual production by each other，based on the relative permeability curves obtained by experiments and data from actual production，this paper revises the laws of water cut rising，calculates the initial water saturation，and solves the problems of the calculation of the initial oil saturation and the prediction of water cut rising rules in a reservoir with initial water saturation，which is of great importance to a correct understanding of reservoir and the prediction of development index.

low amplitude structure;low saturation reservoirs;calculate the initial oil saturation;water cut rising rules

TE349

A

10.3969/j.issn.1008－2336.2011.04.068

国家重大专项课题“剩余油分布综合预测与精细注采结构调整技术”(编号:2011ZX05010－002）部分成果。

2011－05－1;改回日期:2011－06－29

戴胜群，男，1963年生，回族，1987年7月毕业于江汉石油学院石油地质专业，博士，副教授，主要从事油气田地质与开发研究和教学工作。E-mail:daishengqun@126.com。

1008－2336(2011）04－0068－05