0 引言

油田开发效果评价在客观评价开发现状、发现生产中存在的问题，以及制定综合调整措施等方面发挥着重要作用^[1]，国内外学者在该领域研究中取得了许多重要成果^[2-9]，并在油田开发中得到了广泛应用^[10]。陈汶滨等^[11]将开发效果评价方法分为单项指标评价方法和多指标综合评价方法两大类。前者包括产量递减规律^[12]、含水率与采出程度关系^[13]、水驱特征曲线^[14]等评价方法，能够直观反映注水动态特征，但油藏地质方面的因素考虑较少；后者包括模糊综合评判法^[15]、灰色系统理论法^[16]、系统动态法^[17]等，能够反映注水开发的系统性特征，成为目前主流评价方法^[18]，不足之处一是评价结果不直观，给定的权重比例主观性强；二是操作不方便，有的评价方法所用参数多达十几种^[19]，准确取值难度较大，且很多方法需要编制相应的软件或程序^[20]，使推广应用受到一定限制。

以谢尔卡乔夫公式和Arps产量递减方程为理论依据，建立一种开发效果评价图版，并在海拉尔盆地A区块进行实际应用，在开发效果评价研究的基础上，制定A区块综合调整措施，以期为水驱油田开发效果评价提供一种新的研究思路。

1 图版建立

本文选用图版形式评价，根据评价单元理想情况下的开发效果与实际开发效果对比，使不同评价单元落在图版的不同区域，能够形象、直观地评价各类区块的开发效果。

1.1 图版建立要求

开发效果评价图版应满足以下3个方面的要求：①具备油藏工程或渗流理论依据，利于工程技术人员明确导致开发效果好坏的地质或开发原因；②分类结果要与动静态特征及主要开发矛盾相匹配，对后续开发调整具有一定指导意义；③图版需要具备较强的实用性，操作要简单、方便，以利于推广应用。

1.2 坐标参数

所选择的横、纵坐标参数，应尽可能代表更多的开发效果影响因素，同时也要具备充分的理论依据，既能反映油藏先天条件的好坏，又能反映人为因素对开发效果的影响。

1.2.1 横坐标参数优选

苏联学者谢尔卡乔夫建立了采收率和几个主要影响参数之间的关系式，该公式是目前开发方案设计中确定合理井网密度的主要方法之一^[21]，即

$ {E_{\rm{R}}} = {E_{\rm{D}}}{{\rm{e}}^{\frac{{ - a}}{S}}} $

(1)

式中：E_R为油藏的预测采收率，%；E_D为油藏的水驱油效率，%；a为井网指数，取决于油层物性和其中流体的性质；S为井网密度，口/km²

式（1）融合了储层物性、流体性质、相渗特征及井网密度等因素，且参数选取比较方便，代表了油藏在上述条件下的最终采收率，能够表征理想情况下开发效果的好坏。

井网指数决定于油层连通性、水油流度比和非均质性特征，根据国内144个开发单元或油田资料^[22]得出

$ a = \frac{{18.14}}{{{{\left( {\frac{K}{{{\mu _{\rm{O}}}}}} \right)}^{0.418}}}} $

(2)

式中：K为空气渗透率，mD；μ_o为地层原油黏度，mPa·s。

将式（2）代入式（1），可得

$ {E_{\rm{R}}} = {E_{\rm{D}}}{{\rm{e}}^{\frac{{ - 18.14}}{{S{{\left( {\frac{K}{{{\mu _{\rm{O}}}}}} \right)}^{0.418}}}}}} $

(3)

E_R为图版横坐标参数，代表理想状态下评价单元的预测采收率，并非实际值，而是以下4个方面开发因素的综合反映。①渗透率，属于储层物性方面的代表性因素，常与储层类型、孔隙孔喉特征及沉积类型等有关，可通过室内实验测定。②地层原油黏度，属于流体性质方面的因素，与原油组成、地层温度及压力等因素有关，一般通过高压物性实验测定。③驱油效率，属于相渗方面的因素，与岩石类型、孔隙孔喉特征、流体性质等因素有关。可通过室内实验获得。④井网密度，属于井网方面的因素，与技术经济条件有关，通过实际油水井数和动用含油面积计算。

1.2.2 纵坐标参数优选

选取固定年限的采出程度作为纵坐标参数，代表评价单元的实际开发效果。该年限的确定需要参考油田多数评价单元的实际开发时间，如5 a，10 a，当然也可选取最终采收率作为纵坐标参数。

若部分评价单元开发时间不足，则根据Arps产量递减方程的累积产量预测公式及评价单元的地质储量，来补足该固定年限的采出程度。符合双曲递减、指数递减、调和递减规律的固定年限采出程度预测公式分别为

$ {R_k} = {R_m} + \frac{{{Q_m}\left\{ {{{\left[ {1 + n{D_m}(k - m)} \right]}^{\frac{{n - 1}}{n}}} - 1} \right\}}}{{N{D_m}(n - 1)}} $

(4)

$ {R_k} = {R_m} + \frac{{{Q_m}\left\{ {1 - \exp \left[ { - {D_m}(k - m)} \right]} \right\}}}{{N{D_m}}} $

(5)

$ {R_k} = {R_m} + \frac{{{Q_m}\ln \left[ {1 + {D_m}(k - m)} \right]}}{{N{D_m}}} $

(6)

式中：k为评价单元所选取的固定年限，a；m为目前实际开发年限（本文中m小于k），a；R_k为第k年的采出程度，%；R_m为第m年的实际采出程度，%；Q_m为第m年的年产油量，万t；D_m为第m年的年递减率，%；n为递减指数，f；N为地质储量万t。

纵坐标参数R_k与递减率、递减指数等因素有关，能够反映评价单元投入开发后所采取的开发方式和综合调整措施对开发效果的影响。

1.3 分类原则

横、纵坐标参数计算完成后，需合理划分各区块类别。采用三分法思想，即分为好、中、差3类评价开发效果。分类原则有2个方面：一是根据横、纵坐标参数范围，在最大和最小范围内，取整数界限并尽可能地均分；二是根据分类单元数量，尽可能均分，避免某一类别过多或过少。

1.4 图版建立

根据分类原则，将评价单元分成3类。越靠近图版右上方，代表评价单元的开发效果越好，越接近图版左下方，代表评价单元的开发效果越差，相同的地质开发条件下，评价单元与原点连线的斜率越大，说明采出程度越高，开发效果越好。

2 应用实例 2.1 区块概况

海拉尔盆地A区块为断块油藏，构造圈闭多以断鼻、断块为主，区内断层发育，断层密度为2.6条/ km²，地层倾角较大，平均为16.0°。自下而上发育T，N₁，N₂共3套油层，主力层位为T，砂岩、砂砾岩均有发育，整体上属于低渗-特低渗储层，平均渗透率为7.8 mD。原油流动性较好，地层原油黏度为2.0 mPa·s。A区块采用边部结合点状注水方式，井距为180~280 m，受经济条件制约，采用一套层系开发，目前单井产量为4.8 t/d，综合含水率为55.8%，采出程度为5.6%。

2.2 开发效果分类

海拉尔盆地A区块主要发育低渗透复杂断块油藏，计算的井网指数公式系数与式（2）存在一定差异。根据A区块实际动静态开发资料，校正后该油田井网指数公式为

$ a = \frac{{32.04}}{{{{\left( {\frac{K}{{{\mu _{\rm{O}}}}}} \right)}^{0.2388}}}} $

(7)

将式（7）代入式（1），可得

$ {E_{\rm{R}}} = {E_{\rm{D}}}{{\rm{e}}^{\frac{{ - 32.04}}{{S{{\left( {\frac{K}{{{\mu _{\rm{O}}}}}} \right)}^{0.2388}}}}}} $

(8)

A区块共有19个断块投入注水开发，注水时间为3~5 a，因此选择5 a采出程度为纵坐标，注水不足5 a的断块，按照式（4）-（6）进行预测。根据表 1中各断块空气渗透率、地层原油黏度、井网密度、驱油效率参数，应用式（8）计算横坐标。

根据图版分类原则，建立A区块开发效果评价标准，将开发效果分为Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ类3种类型（分别对应好、中、差3类），具体评价标准如表 2所列。

在横、纵坐标计算和开发效果评价标准建立的基础上，根据图版建立方法，建立A区块开发效果评价图版（图 1），将19个注水断块开发效果划分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类。靠近图版右上方的a 34等5个断块为Ⅰ类断块，开发效果最好；图版中部的a 3等7个断块为Ⅱ类断块，开发效果中等；左下方的a 28等7个断块为Ⅲ类断块，开发效果最差。

表 3为各类断块的地质和开发参数对比，从对比结果看，开发效果评价结果的区分度较高。从Ⅰ类断块到Ⅲ类断块，油藏埋深逐一加深，空气渗透率、有效厚度等5种其他地质参数均为规律性减小，注入压力逐一加大，井网密度、单井日产油等5种其他开发参数均为规律性减小，说明该方法能够合理区分各类断块，评价结果也符合对油藏的地质及开发认识。

Ⅰ类断块储层物性好，整体注采状况较好，但a 34，a 12和a 38断块与原点连线的斜率明显低于整体斜率，开发效果比预期差。主要有2个方面的原因：一是断层下盘储量动用差。开发初期构造落实程度低，开发井位普遍与断层保持了50~100 m的距离，而高部位恰是有效厚度最发育的区域，在50 m以上，开发井距离断层较远造成现有井网难以控制断层下盘储量；二是注水方向单一，油水井数比偏高。由于断块地层倾角大，初期采用边部注水，加上内部断层遮挡，造成目前以单向水驱为主；同时断块油水井数比偏高，达到3.2:1，注水井负担重，部分井区单井注水量超过100 m³/d，强注、强采造成局部井区水淹。

Ⅱ类断块整体注水受效，但断块边部储层物性差的井区注水困难，如a 19断块边部空气渗透率为3.7 mD，受效井比例为27.3 %。由于层间非均质性强，a 69和a 13断块砂砾岩井区含水率上升快，年含水率上升速度超过11.2 %。以上3个断块与原点连线斜率低于Ⅱ类断块平均水平。

Ⅲ类断块整体注水困难，储层物性最差，未建立有效驱动，注水受效井比例为22.8 %。该类断块均是外围零散小断块，储量和产量规模均较小，分别占油田的10.5 %和5.1 %，平均单井日注水6.9 m³/d，5 a采出程度仅3.3 %。

2.3 开发特征及动态验证

以上应用开发效果评价图版将A区块开发效果分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类3种类型。下面从产量递减规律、含水率与采出程度关系、注采压差3个方面，研究3种类型油藏的开发特征，并对图版法评价结果进行动态验证。

2.3.1 产量递减规律

根据Arps产量递减方程，区块实际动态数据拟合结果表明，3种类型区块均符合双曲递减规律。从图 2可以看出，从Ⅰ类断块至Ⅲ类断块，产量递减逐一加快，开发效果逐一变差，初期递减率从17.5 %/a增加至31.1 %/a，递减指数从0.512减小至0.130，因此新方法对产量递减特征的区分明显，分类结果与产量递减规律的匹配性良好。造成产量递减逐一加快的根本原因是储层物性逐渐变差，空气渗透率从18.4 mD降低为2.9 mD，渗流能力降低，驱油效率和产量降低，造成注水受效差、产量递减快。

2.3.2 含水率与采出程度的关系

应用童氏校正图版，研究含水率与采出程度的关系。考虑低渗-特低渗透油藏后期提液潜力有限，根据油田实际技术、经济参数，计算A区块的极限含水率为90 %，根据该值预测该区块的采收率。从图 3可以看出，3种类别断块含水率与采出程度关系的规律性较好。Ⅰ类断块开发效果最好，相同采出程度下，含水率上升最慢，目前技术、经济条件下，预测采收率为22.6 %；Ⅱ类断块开发效果次之，但由于a 69和a 13断块含水率上升快，目前已经偏离预测采收率16.3 %的理论曲线；相同采出程度条件下，Ⅲ类断块含水率上升速度最快，开发效果最差，但由于整体注水困难，目前主要是低产液含水，油井产水主要为地层水和压裂液，应用童氏校正曲线适用性差。

2.3.3 注采压差对比

从图 4可以看出，Ⅰ类断块由于储层物性好，注采压差最小，基本不存在注水困难的问题，注采压差在30 MPa以下；Ⅱ类断块注水压差次之，但由于边部井区注水困难，目前注采压差已经达到38 MPa；Ⅲ类断块储层物性最差，注采压差最大，整体上注水困难，注采压差逐年上升，目前已经超过40 MPa。新方法对3种类别断块的注采压差的区分度较好，分类结果也符合对油藏的动态认识。

2.4 综合调整措施制定

在开发效果分类评价基础上，分析了3种类别断块面临的主要开发问题，从而指导制定了对应的调整对策，并提出了具体的工作量，实施后取得了良好的效果（表 4）。

对于Ⅰ类断块，针对高部位断层下盘储量动用程度低的问题，优选有效厚度超过50 m、投产第一年产量超过10 t/d的井区，开展断层附近挖潜，部署21口开发井，建产能5.4万t，初期采油井单井产量11.2 t/d；针对水驱方向单一，油水井数比偏高的问题，转注高含水率且高产液井16口，改变水驱方向，油水井数比降为2.2:1，新增注水受效井26口，年增油1.56万t，年减少无效注水23.4万m³。

对于Ⅱ类断块，针对低部位井区未建立有效驱动的问题，选择初期产量在10 t以上的井区，进行井网加密，注水受效井比例由加密前的36.4%提高至82.3%，单井产量由加密前的2.1 t/ d提高到5.2 t/d；针对a 69等砂砾岩断块含水率上升快的问题，实施注聚调剖6口井，措施井区含水下降14.9 %，单井增油1.9 t/d。

对于Ⅲ类断块，针对整体注水不受效，有效动用难度大的问题，优选a 78断块开展压驱试验，实施后采油井注水见效比例从28.6 %增加到71.4 %，初期单井增油2.9 t/d，注水井单井增注0.21万m³。

本文提出的开发效果评价图版主要适用于注水开发油田，尤其适用于开发单元多、地质条件复杂、难以准确录入过多参数以及开发效果差别大的小断块油藏。

3 结论

（1）考虑储层物性、流体性质、驱油效率、井网密度、采出程度等因素，依据谢尔卡乔夫公式和Arps产量递减方程，建立了一种开发效果评价图版，具有应用简单、评价结果直观形象等优点。

（2）越靠近图版右上方，评价单元的开发效果越好；越接近图版左下方，评价单元的开发效果越差；同一类别评价单元与原点连线的斜率越大，说明相同的地质开发条件下，采出程度越高，开发效果越好。

（3）根据实际区块的动态资料，从产量递减规律、含水率与采出程度关系、注采压差3个方面验证了新方法的评价结果与实际开发特征相匹配，符合对油藏的动静态认识。