低渗油藏采收率确定新方法

收稿日期:2008-04-14；改回日期:2008-05-06

作者简介：黄小亮(1982—

)，男，西南石油大学在读硕士研究生，油气田开发专业。E 2mail :huiti @163 。文章编号:1008-2336(2008)03-0074-04

低渗油藏采收率确定新方法

黄小亮1，唐　海1，吕栋梁1，李　仲2，吕浙江1，余贝贝1

(1.西南石油大学，四川成都610500;2.西南油气田川东北气矿，四川达州635000)

摘　要：通过对油藏相渗曲线的归一化处理，利用达西定律理论，建立采油指数与含水率的关系；再通过油藏确定的单井经济极限采油量和油藏极限生产压差求出极限采油指数，从而得到极限含水率；最后以最终水驱体积波及系数与储层退汞效率计算出采收率。并以低渗透油藏为实例验证了该方法的正确与适用性，说明该方法对油田开发中确定低渗油藏采收率具有科学的指导意义。

钢管在线关键词：含水率；采油指数；采液指数；采收率中图分类号:TE327 文献标识码:A

A ne w approach to determine oil recovery in low permeability reservoirs

Huang Xiaoliang 1,Tang Hai 1,Lv Dongliang 1,Li Zhong 2,Lv Zhejiang 1,Yu Beibei 1

(1.Southwest Pet roleum U niversity ,Chengdu 610500;

2.Northeast S ichuan Gas Field of Southwest Oil and Gas Field ,Daz hou 635000)

Abstract :A new approach to determine oil recovery in low permeability reservoirs was introduced in this paper.

Firstly ,through the normalization of relative permeability curve and utilizing Darcy law ,

relationship between productivity index and water cut was established.Secondly ,ultimate water cut can be obtained through economic limit oil production of single well and ultimate producing pressure drop of the reservoir.Finally ,recovery efficiency has been calculated using the volume of water flooding and reservoir mercury ejection efficiency.The successful application of this method to low permeability reservoirs showed it had scientific significance to determine oil recovery rate in low permeability reservoirs.K ey w ords :water cut ;productivity index ;productivity liquid index ;recovery

目前对于水驱开发的油藏，确定采收率的方

法很多。油藏开发初期一般采用静态方法：如经验公式法、类比法、地质综合评价法等；注水开发的中后期一般采用动态方法确定采收率：如水驱曲线、产量递减法、数值模拟计算、童氏图版法等[1-2]。

然而进入20世纪90年代以来，我国低渗透油田的储量增长很快，今后探明石油地质储量仍将以低渗储量为主。低渗透油藏具有储量大、丰度低、物性差、开发难度大、生产成本相对较高等

特点，合理确定其采收率就显得很迫切。本文利

用确定极限含水率进一步确定采收率。

1　基本理论推导

根据达西定律，单井稳态流动产油、产水和无水产液量公式为[3]

q o =

C ×K o ×h ( p r -p wf )

μo B o (ln

r e

r w

+s )(1) 海　洋　石　油

・

74　・ OFFSHORE OIL

2008年9月

q w =

C ×K w ×h ( p r -p wf )

μw B w (ln r e

r w +s )

(2)

q f w =0=

C ×K ×h ( p r -p wf )

μo B o

(ln r e

r w

+s )(3)

无因次采液指数: J L =q o +q w

q (f w =0)

，将式(1)、

(2)、(3)代入得

索尼爱立信c702

J L =K ro +

K rw ×B o ×μo

μw ×B w

(4)

又因

J L = J L ×J L (f w =0)

(5)采油指数:

J 0=(1-f w )×J L

(6)

将式(4、6)代入式(5)得含水率f w =0时采液指数表达式:

J L (f w =0)=

J L

(K ro +K rw ×B o ×μo

B w ×

μw )

(7)

将式(4)、

(5)代入式(6)得到采油指数与产水率的关系式:

J o =J L (f w =0)(K ro +

K rw ×B ×μo

B w ×

μw )×(1-f w )(8)

通过式(8)可以准确的出在不同采油指数与含水率之间的定量关系，在确定极限采油指数后就能准确的确定出极限含水率。最后利用极限含水率确定最终水驱体积波及系数并计算采收率[4]:

E vr =1-A (1-f wl )

诺基亚5000刷机(9)E R =E vr ×E Hg

(10)

2　方法步骤

(1)利用油水两相相对渗透率曲线的归一化处理[5]得到平均相对渗透率曲线;

(2)利用相对渗透率曲线分析油井产水率规

律[6]f w =

1+(

K ro

K rw )×(μw μo

)，求出含水率;(3)利用油田实时统计的某一阶段采油指数和对应的累积含水率，根据相渗数据与含水率的关系曲线出此含水率对应的相对油相、水相渗

透率，从而根据式(4)求得无因次采液指数;

(4)利用已知的某一阶段采油指数和对应的含水率，代入式(6)求得相应的采液指数;

(5)根据步骤(3)、(4)得到的与已知含水率对应的相对油相、水相渗透率和采液指数，代入式(7)求出油藏的f w =0时采液指数;

(6)将步骤(5)求出的采液指数代入式(8)，得到采油指数与不同含水率的动态数据;

(7)利用该油田实际情况确定的经济极限产油量和极限生产压差比值，可以确定出一个对应的合理极限采油指数;

(8)将步骤(7)确定的极限采油指数代入式(8)计算出此时含水率，即为极限含水率;

(9)利用油藏的丙型水驱特征曲线回归获得的方程截距A 和步骤(8)确定的极限含水率代入式(9)得到最终水驱体积波及系数;

(10)将油藏确定的储层退汞效率和步骤(9)

确定的最终水驱体积波及系数代入式(10)就能确

定出油藏的采收率。

3　实例应用

某油藏井深2283m ，单井日产油4.81t/d ,

合理地层压力17.3MPa ，最小井底流压6.6MPa ，地层渗透率0.66×10-3μm 2，地层原油黏度1.49mPa ・s ，地层原油体积系数1.25，地层水体积系数1，储层平均退汞效率31.18%，根据目前所有投产井的统计数据分析平均采油指数为0.81t/d ・MPa ，累积含水率为0.21。根据油田提供的相渗数据可以得到归一化处理的相渗数据(表1)，利用相渗数据与含水率的关系曲线(图1)可以确定出在此含水率下的油相相对渗透率K ro =0.28、水相相对渗透率K rw =0.04，采液指数为1.025t/d ・MPa ，从而得到相关的含水率为零时的采液指数为2.32t/d ・MPa 、无因次采液指数、采油指数和采液指数如表1，并作出产水率与采油指数的关系曲线(图2)；根据目前油藏实际情况所确定出的经济极限产油量为1t/d ，油藏工程确定的极限生产压差(合理地层压力与最小井底流压的差值)为10.7MPa ，得到极限采油指数为0.093t/d ・MPa ，通过式(8)和图2都可以得到该油藏的极限含水率94.5%，利用生产动态数据获得的丙型曲线(图3)，回归方程为L p /N p =1.52

第28卷　第3期黄小亮，等1低渗油藏采收率确定新方法・

75　・

表1　根据归一化处理后的各指数

T ab.1Indexes after normalization

f w K ro K rw

μw

μo公称直径

镭战

o B w

J L

J L (f w =0)

红外光通信装置J L J o

0100.463 1.49 1.2511 2.32 2.320 2.320.00030.7660.00010.463 1.49 1.2510.767 2.32 1.778 1.7780.00250.6530.00050.463 1.49 1.2510.655 2.32 1.521 1.5170.01330.5440.00230.463 1.49 1.2510.553 2.32 1.282 1.2650.05100.4370.00730.463 1.49 1.2510.467 2.32 1.083 1.0280.15410.3350.01900.463 1.49 1.2510.411 2.320.9550.8080.36540.2380.04250.463 1.49 1.2510.409 2.320.9490.6020.65280.1470.08560.463 1.49 1.2510.491 2.32 1.1390.3960.88850.0640.15870.463 1.49 1.2510.703 2.32 1.6300.1821.0000

0.000

0.2756

0.463

1.49

1.25

1.109

2.32

2.572

0.000

+0.0275L p ，截距为1.52代入式(9)得到最终水驱体积波及系数为0.71，最后利用式(10)确定采

收率为22.14%。此方法确定的采收率，符合该油藏的实际情况，不仅考虑了经济效益，而且能够了解该油藏开发的生产动态特征。

图1　相渗数据与含水率的关系曲线

Fig.1Relationship of relative permeability and water cut

图2　极限含水率与采油指数关系曲线

Fig.2Relationship of ultimate water cut

and productivity index

图3　油藏丙型水驱曲线

Fig.3The third waterflood curve in reservoir

4　结论

(1)对于低渗透油藏的开发，摆脱了默认标准极限含水率98%的束缚，一般而言，渗透率越低极限含水率也就越小，利用动态极限含水率确定采收率的方法能预测其采收率。

(2)该方法所确定的采液、采油指数与含水率的关系，对油田开发中合理产能建设、油井工作制度提供了相应的依据。

(3)本文建立的求取采收率的方法，是技术因素与经济因素的结合，能广泛运用于油藏采收率的预测。符号说明:

q o 为油井原油产量(地面),t/d ;q w 为油井产

水量,t/d ;q f w =0为含水为零时的产液量,t/d ;C 为系数; p r 为井区平均地层压力,MPa ;p wf 为井底流动压力,MPa ;r e 为油井泄流半径,m ;r w 为

・76　・海　洋　石　油

2008年9月

井眼半径,m ;h 为油层有效厚度,m ;s 为表皮系数;K o 为油的有效渗透率,10-3μm 2;K w 为水的有效渗透率,10-3μm 2;K 为地层渗透率,10-3μm 2;K rw 为水相相对渗透率;K ro 为油相相对渗透率;μo 为地层原油黏度,mPa ・s ;B o 为地层原油体积系数;μw 为地层水黏度,mPa ・s ;B w 为地层水体积系数;J L 为采液指数,t/d ・MPa ;J o 为采油指数,t/d ・MPa ;J L (f w =0)为含水率为零时的采液指数,t/d ・MPa ; J L 无因次采液指数;f wl 为极限含水率;A 为丙型水驱特征曲线方程截距;E vr 为最终水驱体积波及系数;E Hg 为储层退汞效率;E R 为最终采收率;L p 为累积产液量,t ;N p 为累积

产油量,t 。

参考文献:

[1]刘斌.辽河油田稠油采收率的确定方法[J ].石油勘探与开发,

1996,23(1):55-58.

[2]唐建信.利用采油速度确定油藏采收率[J ].内蒙古石油化工,

2007,(1):110-112.

[3]李颖川.采油工程[M ].北京：石油工业出版社,2002:2-15.[4]尚明忠，孙焕泉.不同开发阶段确定采收率的方法[J ].油气采

收率技术,1995,2(2):46-52.

[5]黄炳光，刘蜀知.实用油藏工程与动态分析方法[M ].北京：石

油工业出版社,1998:31-34.

[6]何更生.油层物理[M ].北京：石油工业出版社,1994:245-249.

非常规气举模式促涠洲12-1油田低产井产能翻番

中海石油(中国)有限公司湛江分公司近期摸索出一套实用型非常规气举采油模式，使部分油井产能翻番。这种气举方式不需要专门的气举阀，主要是将高压井伴生气补充至油套环空，并通过井下放气阀穿越封隔器进入油管，形成举升通道，为低产油井自喷提供新的举升能量。

目前，这种最接近自然能量开采的非常规气举模式已成为涠洲12-1油田重要的增油上产工艺措施。自气举开采以来,B9井产油量在波动中稳步提高，从以往泵抽的每天82m 3增加至目前的每天161m 3。同时B2井也保持了连续的自喷生产，避免了电潜泵频繁欠载。进入今年6月以来，北块井区的B8

井产能明显下降，井口压力逐渐降低,6月9日出现停喷。为了维持油井自喷，油田把B22井伴生气接入B8井925/8″套管注气。至6月10日,B8井恢复自喷，井口压力从气举前的1900kPa 升高至3800kPa ，产油量高达每天216m 3，恢复到高峰期的生产能力。

李晓兰摘编自《中国海洋石油报》2008年6月20日

曹妃甸首钻多分支水平井成功

由科麦奇担任作业者的曹妃甸油田借鉴中方在渤海油田钻多分支水平井的成功经验，首次采用这

项技术获得成功，先后钻成曹妃甸11-1A -53H 和曹妃甸11-1A -50H 两口井，并顺利投产获得高产原油。截至6月11日，曹妃甸11-1A -53H 井连续平稳生产29天，日产量已达1600桶，比钻前预计日产量增加120桶；曹妃甸11-1A -50H 投产初期日产量达3350桶，比钻前预计日产量增加500桶。

前不久，科麦奇公司与中海油天津分公司进行渤海湾中外方开发技术交流时，受到“渤海自营油田钻完井技术”的极大启发，并迅速将多分支水平井技术应用于上述两口在钻生产井，取得良好效果。曹妃甸

油田在开发实践中大胆尝试水平井开发模式，水平井生产井占全油田油井的90%以上。

李晓兰摘编自《中国海洋石油报》2008年6月13日

第28卷　第3期黄小亮，等1低渗油藏采收率确定新方法・

77　・

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