渤海油田的合理储采比确定方法研究

王 刚 段 宇 李 珍 冉兆行 张 俊

(中海油天津分公司渤海石油研究院， 天津 300457)

储采比是分析油田生产形势、稳产上产的重要指标。合理储采比是指在现有特定的油藏地质条件下要保持油田稳产的最低储采比。在实施各种措施(如大泵提液、增加调整井、调剖堵水、酸化压裂)后，油田产量仍然进入递减状态，而在递减开始时，油田剩余可采储量与稳产阶段的年产量的比值，即为油田的合理储采比。储采比低于合理储采比，油田产量进入递减阶段；储采比高于合理储采比，则油田具有稳产和上产的潜力。因此，研究合理储采比对油田开发具有重要意义。

文献[1-3]用Arps产量递减方法，建立了合理储采比与递减率的关系。文献[4]建立了合理储采比与产量递减率及稳产年限的关系。文献[5]和[6]根据产量预测模型，建立了合理储采比与开发时间、累积产量以及可采储量采出程度之间的关系。文献[7]结合已开发油田的生产数据，建立了不同类型油藏合理储采比与可采储量采出程度的关系。这些文献都很少考虑合理储采比与油田实际生产参数之间的关系。本次研究，将从储采比定义出发，分析影响合理储采比的因素，并结合渤海油田的生产实际搭建机理模型，提出确定合理储采比的新方法。

1 合理储采比的确定方法

1.1 影响合理储采比的因素

合理储采比的计算公式如式(1)。由此可知，合理储采比的直接影响因素有采油速度、采收率和稳产年限。

ω=NRRQ=(NRRN)(QN)=(ER-RR)V

=(ER-V*T)V

(1)

式中：ω—— 合理储采比；

NRR——剩余可采储量，104m3；

N—— 地质储量，104m3；

V——采油速度，%；

ER—— 采收率，%；

RR—— 稳产期末采出程度，%；

T—— 稳产时间，a。

在油田开发中，影响采收率的主要因素为水油流度比、相渗曲线形态等。式(2)为水油流度比的表达式，式(3)为相渗曲线形态常用的数学表达式。

M=λwλo=μoBoKrw(Sor)μwBwKro(Swi)

(2)

KroKrw=me-nSw

(3)

式中：M—— 水油流度比；

λw—— 水的流度；

λo—— 油的流度；

μo—— 地层原油黏度；

μw—— 地层水黏度；

Bo—— 原油体积系数，m3/m3；

Bw—— 地层水体积系数，m3/m3；

Kro(Swi) —— 束缚水下的油相相对渗透率；

Krw(Sor) —— 残余油下的水相相对渗透率；

Swi—— 束缚水饱和度；

Sor—— 残余油饱和度；

Sw—— 水相饱和度；

Kro—— 油相相对渗透率；

Krw—— 水相相对渗透率；

m、n—— 相渗特征参数。

下面，基于以上计算公式，联系渤海油田的开发特点，建立合理储采比与采油速度、水油流度比、相渗曲线形态特征参数(m、n)及采收率的经验公式。

1.2 机理模型的建立

根据渤海油田的开发特点，设计机理模型为五点法井网(1注4采，如图1)。注采井距300 m，采用 42×42×20 网格系统，x、y方向步长均为10 m，z方向步长为2 m。影响因素取值范围包含渤海7个典型油田的参数(见表1)，共设计490个方案。

图1 机理模型井位

采油速度∕%水油流度比相渗特征参数mn备注0.5510356 23723.1A油田相渗1.0204062 72118.9B油田相渗1.56080723 01325.8C油田相渗2.0100172 15121.5D油田相渗2.51503 03112.2E油田相渗3.020015 06215.6F油田相渗4.02501 799 40627.7G油田相渗

1.3 几种因素与合理储采比的关系

(1) 采油速度的影响。设计采油速度分别为0.5%、1.0%、1.5%、2.0%、2.5%、3.0%、4.0%，共7个方案。其他参数取渤海A油田值。通过数值模拟，绘制合理储采比与采油速度的关系图。图中显示，采油速度越大，合理储采比越小。

(2) 水油流度比的影响。设计水油流度比分别为5、10、20、40、60、80、100、150、200、250，共10个方案。其他参数取渤海A油田值。通过数值模拟，绘制合理储采比与水油流度比的关系图。图中显示，水油流度比越大，合理储采比越小。

(3) 相渗特征参数m的影响。设计相渗曲线特征参数m分别为 60 000、120 000、240 000、360 000、480 000、600 000、720 000，共7个方案。其他参数取渤海A油田值。通过数值模拟，绘制合理储采比与相渗特征参数m的关系图。图中显示，相渗特征参数m越大，合理储采比越大。

(4) 相渗特征参数n的影响。设计相渗曲线特征参数n分别为18、19、20、21、22、23、24、25、26，共9个方案。其他参数取渤海A油田值。通过数值模拟，绘制合理储采比与相渗曲线特征参数n的关系图。图中显示，相渗特征参数n越大，合理储采比越小。

(5) 采收率的影响。通过对以上因素影响的数值模拟，绘制合理储采比与采收率的关系图。图中显示，采收率越大，合理储采比越大。

1.4 经验公式的建立

采用数学中的多元线性回归方法，建立合理储采比与影响因素的经验公式。多元线性回归数学模型如式(4)。

(4)

考虑到采油速度、水油流度比、相渗特征参数的变化范围，采油速度采用指数形式，水油流度比和相渗特征参数采用对数形式，以降低误差。将机理模型计算的490个方案的合理储采比与影响因素组成的样本点数据代入式(4)中，形成由490个方程组成的方程组，如式(5)。

(5)

采用最小二乘法和高斯消元法，求解上述方程组。通过Matlab语言编程，得到系数a1、a2、a3、a4、a5及常数b的值。最终建立的渤海油田合理储采比经验公式如式(6)。

ω=20.073exp(-V)+0.05198ER-0.358 ln(M)+0.6841 lg(m)-2.708 ln(n)+10.032

(6)

1.5 误差校验及使用范围

应用建立的经验公式计算样本点的合理储采比。将计算所得合理储采比与样本点的合理储采比进行对比，结果见图2；两者相对误差平均为3.2%(见图3)，吻合度较高，达到精度要求。

图2 样本点与公式计算的合理储采比对比

通过梳理机理模型的样本数据，最终确定经验公式中各参数的适用范围：采油速度为0.5%～4.0%，采收率为10%～60%，水油流度比为5～250，相渗形态特征参数m为3 000～1 800 000，相渗形态特征参数n为12～28。

图3 样本点与经验公式的相对误差

2 经验公式的应用

应用建立的合理储采比经验公式，对渤海7个油田的合理储采比进行了计算，结果见表2。从表中可以看出，A油田目前的储采比为12.3，计算所得合理储采比为10.3，可稳产2.0 a；B油田目前的储采比为15.8，计算所得合理储采比为12.4，可稳产3.4 a；C油田目前的储采比为13.2，计算所得合理储采比为11.8，可稳产1.4 a；D油田目前的储采比为13.6，计算所得合理储采比为9.9，油田稳产年限为3.7 a；E油田目前的储采比为13.3，计算所得合理储采比为9.1，可稳产4.2 a；F油田目前的储采比为11.7，计算所得合理储采比为11.3，稳产难度较大；G油田目前的储采比为13.9，计算所得合理储采比为11.6，可稳产2.3 a。

表2 渤海7个油田的合理储采比

根据渤海油田的产量规划需求，对上述7个油田的稳产、上产潜力进行评价，结果见表3。B、D、E等3个油田稳产潜力大，具有上产的潜力；A、C、G等3个油田稳产潜力一般；F油田的稳产难度较大。

表3 渤海7个油田的稳产与上产潜力

3 结 语

基于合理储采比的定义，分析影响合理储采比的因素。结合渤海油田的相关参数，建立机理模型。通过油藏数值模拟，分析合理储采比与影响因素的关系。采用多元线性回归方法，建立合理储采比经验公式，由此确定适合渤海油田的合理储采比。应用建立的经验公式，计算渤海7个油田的合理储采比，分析了7个油田的稳产和上产潜力。分析结果，对渤海油田的开发生产和产量规划具有指导意义。