水驱特征曲线在东河砂岩油藏可采储量预测中的应用

姜翠苹，周 飞，鲁洪江

（1.西南石油大学资源与环境学院，四川成都 610500；2.塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000；3.成都理工大学能源学院，四川成都 610059）

水驱特征曲线是油田常用的预测油藏开发动态和标定油藏采收率的一种重要方法。实践表明，天然水驱或注水开发的油藏，进入中高含水开发阶段以后，在开发方式不变、井网方式不变的条件下，累产油与累产水或累产油与累产液之间通常表现为一种半对数直线关系，这种关系就是常用的甲型和乙型水驱特征曲线。在油藏实施开发调整以后，直线出现拐点，变成另外一条直线。根据这种特征，结合不同油藏实际动态资料，前人已建立包括甲乙丙丁在内的十多种水驱特征曲线，并用水驱特征曲线来预测油藏生产过程中的含水率、油水产量、采收率以及可采储量等开发指标。

1 水驱特征曲线的类型

1.1 几种常用的水驱规律曲线

1.1.1 甲型特征曲线 累积产油量和累积产水量的关系式为：logWp＝a＋bNp

式中：Wp－累积产水量，万吨；Np－累积产油量，万吨；a、b－常数，无量纲。

使用该式预测油田综合含水率达到某一经济极限值时的可采储量为：

式中：NR－原油可采储量，万吨；fWL－极限含水率。

1.1.2 乙型特征曲线 累积产油量和累积产液量的关系式为：logLp＝a＋bNp

式中：Lp－累积产液量，万吨。

使用该式预测油田综合含水率达到某一经济极限值时的可采储量为：

1.1.3 丙型特征曲线 累积液油比与累积产液量表达的水驱公式为：LpNp＝a＋bLp

1.1.4 丁型特征曲线 丁型水驱曲线法的关系式为：LpNp＝a＋bWp

2 水驱特征曲线应用

2.1 东河砂岩油藏水驱特征类型判断

截止到2010年8月，利用东河砂岩油藏实际开发数据，按照上述公式，绘制四种水驱特征曲线（见图1，图2，图3，图4）；同时计算出达到极限含水率98%时的每种水驱特征曲线对应的可采储量，结合东河砂岩油藏2008年上报标定可采储量以及2010年数值模拟预测20年的结果（见表1），优选出东河砂岩油藏目前水驱特征曲线类型。

图1 东河砂岩油藏甲型水驱特征曲线

图2 东河砂岩油藏乙型水驱特征曲线

图3 东河砂岩油藏丙型水驱特征曲线

2008 标定并上报可采储量2002.32万吨，考虑2009-2010年新钻投产12口井、在纯油区转注3口井并建立11个注水井组的较完善的注采系统，预计可增加可采储量300万吨。从表1可以看出，这四种水驱特征曲线计算的可采储量相比，丁型水驱特征曲线计算的数值最小而且误差最大，可以判断出东河砂岩油藏目前水驱特征曲线不符合该种水驱特征。标定可采储量和数值模拟预测20年的可采储量与甲型水驱特征曲线所预测的可采储量最为接近，认为东河砂岩油藏较适合采用甲型水驱特征曲线做可采储量预测。

表1 东河砂岩油藏四种水驱特征曲线计算可采储量表

表2 东河砂岩油藏各分区基础参数统计（截止到2010-08）

图4 东河砂岩油藏丁型水驱特征曲线

2.2 预测东河砂岩油藏各分区可采储量

从表1可知，对东河砂岩全油藏采用甲型水驱特征曲线预测的可采储量比标定可采储量、数值模拟预测稍微偏大，分析主要原因为：东河砂岩油藏分为纯油区和两相区，纯油区注水开发，目前含水36.5%，比两相区低10%以上,使得全油藏水驱特征曲线偏向油轴。因此，东河砂岩油藏需要进行分区可采储量预测。

东河砂岩油藏原油物性变化较大，根据原油密度、粘度、产量、压力、天然能量强弱、含水上升特征差异等，可以分为6个区：111 井区、4-23 井区、4-2 井区、4-15 井区、4-46 井区、4 井区，各分区具体基础参数（见表2）。

利用甲型水驱特征曲线和递减法预测上述分区可采储量，结果（见表3）。其中4-2 井区和4-23 井区目前含水率低于40%，不满足适用水驱特征曲线的条件，所以采用产量递减规律（双曲线递减）预测可采储量。从表3可以看出，在目前井网和开发方式条件下，预测整个东河砂岩油藏可采储量2530.12万吨，采收率为38.5%。

表3 东河砂岩油藏各分区预测可采储量表

2.3 预测综合含水率以及产水量

3 结论

（1）利用实际生产资料，绘出东河砂岩油藏四种水驱特征曲线，结合标定可采储量以及最新数值模拟计算结果，认为目前东河砂岩油藏水驱特征曲线类型为甲型。

（2）根据流体性质分布、天然能量强弱、含水上升特征差异等将东河砂岩油藏划分为6个区，对其中4个区采用甲型水驱曲线预测可采储量，对2个区采用双曲线递减法预测可采储量，进一步提高了可采储量预测精度。

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