袁學(xué)生，張國勤

（中國石油冀東油田公司，河北唐山 063200）

復(fù)雜斷塊油藏具有斷層多、構(gòu)造復(fù)雜、層間差異大、油砂體面積小、平面非均質(zhì)性強(qiáng)等特點，導(dǎo)致注采井網(wǎng)對儲量控制程度低，水驅(qū)效果差，采收率低。針對復(fù)雜斷塊油藏的特點，以油砂體為研究單元，開展注采井網(wǎng)對各類油砂體的適應(yīng)性分析，厘清了在當(dāng)前注采井網(wǎng)條件下，無法形成水驅(qū)控制儲量的影響因素以及提高水驅(qū)控制程度的潛力，為老區(qū)開發(fā)調(diào)整提供了可靠的依據(jù)。

1 注采井網(wǎng)對儲量控制程度評價方法研究

為合理評價復(fù)雜斷塊油藏注采井網(wǎng)對儲量的控制程度，針對復(fù)雜斷塊油藏特點，以油砂體為研究單元，深入解剖無法形成水驅(qū)控制的油砂體儲量，提出了三種影響因素：（1）僅1 口井鉆遇的油砂體地質(zhì)儲量；（2）受邊界條件影響，無法水驅(qū)波及的地質(zhì)儲量；（3）注采井距大于極限注采井距，無法形成注采驅(qū)替系統(tǒng)的地質(zhì)儲量。

1.1 僅1 口井鉆遇的油砂體地質(zhì)儲量

油砂體因巖性尖滅、被斷層切割等原因，在現(xiàn)有的注采井網(wǎng)條件下，僅1 口井鉆遇，此類油砂體因無法形成注采對應(yīng)關(guān)系，其儲量無法被水驅(qū)控制，如某油藏EdⅡ②3 小層，平均油砂體面積為0.045 km2，在當(dāng)前300 m井距條件下，僅能被1 口井鉆遇（見圖1）。

圖1 NP1-5 油藏EdⅡ②3 小層平面圖

1.2 受邊界條件影響，無法水驅(qū)波及的地質(zhì)儲量

1.2.1 “邊界效應(yīng)”對水驅(qū)控制程度的影響 復(fù)雜斷塊油藏具有油砂體面積小且封閉邊界復(fù)雜的特點，不滲透邊界對滲流場中等勢線與流線的分布都會產(chǎn)生影響，即“邊界效應(yīng)”[1]?！斑吔缧?yīng)”制約了水驅(qū)波及體積的提高，影響注水開發(fā)效果。不滲透邊界可分為斷層邊界和砂體尖滅邊界兩種，不同的邊界幾何形態(tài)組合就形成了復(fù)雜邊界，為計算受“邊界效應(yīng)”無法形成水驅(qū)波及的地質(zhì)儲量，可以用滲流力學(xué)中“鏡像反映法”來解決。

1.2.2 “鏡像反映法”處理邊界影響的原理與原則“鏡像反映法”原理是以邊界為鏡面，在實際井的對稱位置設(shè)置一個虛擬井，將實際井和虛擬井進(jìn)行勢的疊加，此時形成的滲流場與邊界影響形成的滲流場完全相同?！扮R像反映法”[2-5]原則是不滲透邊界是“同號”等產(chǎn)量兩源或兩匯的反映，反映后不滲透邊界為分流線。

1.2.3 復(fù)雜斷塊油藏邊界模型的建立與定性分析 綜合考察復(fù)雜斷塊油藏邊界與油水井的配置關(guān)系，抽象出6 種基本模型，并給出了6 種基本模型的鏡像反映方法，在實際的地質(zhì)調(diào)查中，可以將實際情況與6 種基本模型進(jìn)行比對，選取相似模型進(jìn)行處理（見圖2～圖7）。對邊界鏡像反映后，坐標(biāo)原點的流速為零，稱為平衡點，在平衡點附近將形成死油區(qū)，死油區(qū)內(nèi)的油在現(xiàn)有井網(wǎng)條件下難以采出（見圖8）。在實際地質(zhì)調(diào)查中，采用簡化方法對死油區(qū)的面積進(jìn)行測算，再乘以油砂體厚度及單儲系數(shù)，計算出受邊界影響無法水驅(qū)動用的地質(zhì)儲量（見圖9）。

1.3 超過極限注采井距，無法形成注采驅(qū)替系統(tǒng)的地質(zhì)儲量

對于某一油砂體，在最大注采壓差條件下，實際注采井距小于極限注采井距[6-8]，其儲量可被注采井網(wǎng)控制；實際注采井距大于極限注采井距，其儲量則不能被水驅(qū)控制。

圖2 直線斷層

圖3 120°角斷層

圖4 90°角斷層

圖5 60°角斷層

圖6 45°角斷層

圖7 30°角斷層

圖8 “死油區(qū)”形成原理

圖9 高5 斷塊Es32+3Ⅱ24 小層平面圖

1.3.2 極限注采井距公式 將啟動壓力梯度與流度的經(jīng)驗公式代入達(dá)西徑向流公式，可得到極限控制半徑計算公式：

式中：λ-啟動壓力梯度，MPa/m；K-滲透率，mD；pe-地層壓力，MPa；pw-油井流壓，MPa；μ-流體黏度，mPa·s。

1.3.3 基本參數(shù)整理與計算 整理基本油藏參數(shù)，包括地下原油黏度、油藏飽和壓力、破裂壓力梯度等，按照最大限度發(fā)揮注采井網(wǎng)對儲量的動用能力（建立最大驅(qū)替壓力梯度），綜合考慮注水管網(wǎng)的承壓能力以及采油系統(tǒng)的舉升能力，計算最大注采壓差。水井最大井底流壓一般選取儲層破裂壓力的90%；油井最小井底流壓根據(jù)不同含水階段，繪制IPR 曲線，確定油井不同含水條件下合理井底流壓。

1.3.4 繪制理論圖版 通過上述計算，得到油藏可建立的最大注采壓差，結(jié)合極限注采井距公式，可計算出在最大注采壓差條件下，不同滲透率儲層所對應(yīng)的極限注采井距圖版（見圖10）。

圖10 極限注采井距圖版

1.3.5 注采井網(wǎng)控制儲量統(tǒng)計 對于縱向上多層開采的復(fù)雜斷塊油藏，不同滲透率油砂體的極限注采井距不同，當(dāng)極限注采井距大于實際注采井距，對應(yīng)儲量能夠水驅(qū)動用；當(dāng)極限注采井距小于實際注采井距，對應(yīng)儲量則不能水驅(qū)動用。計算公式為[9]：

式中：η-注采井網(wǎng)控制程度，%；N-總地質(zhì)儲量，104t；Ni-小層地質(zhì)儲量，104t；l-實際注采井距，m；lmaxi-小層極限注采井距，m。

2 應(yīng)用情況

應(yīng)用上述方法，對JD 油田注水開發(fā)油藏注采井網(wǎng)控制程度開展了系統(tǒng)分析評價工作。

2.1 僅1 口井鉆遇的油砂體地質(zhì)儲量

通過地質(zhì)統(tǒng)計，可知JD 油田注水開發(fā)油藏僅1 口井鉆遇的油砂體個數(shù)為866 個，平均單個油砂體面積為0.033 km2，地質(zhì)儲量占比11.0%。

2.2 受邊界條件影響，無法水驅(qū)波及的地質(zhì)儲量

對受邊界影響無法形成水驅(qū)控制的油砂體儲量進(jìn)行了分析，得到JD 油田注水開發(fā)油藏?zé)o法水驅(qū)波及油砂體儲量占比為7.9%。

2.3 超過極限注采井距，無法形成注采驅(qū)替系統(tǒng)的地質(zhì)儲量

對超過極限注采井距、無法形成水驅(qū)系統(tǒng)的地質(zhì)儲量進(jìn)行了分析，得到無法形成水驅(qū)系統(tǒng)的地質(zhì)儲量占4.1%。

3 結(jié)論與認(rèn)識

（1）復(fù)雜斷塊注水開發(fā)油藏因斷層多、油砂體面積小、邊界條件復(fù)雜、非均質(zhì)性嚴(yán)重、低滲透儲層存在非達(dá)西滲流等原因，致使注采井網(wǎng)對儲量的控制低，制約了水驅(qū)采收率的提高。

（2）以油砂體為基本研究單元，通過油藏工程、滲流力學(xué)的基本方法，明確了當(dāng)前注采井網(wǎng)條件下無法形成水驅(qū)控制儲量的影響因素以及儲量大小，為油藏開發(fā)調(diào)整提供了可靠的依據(jù)。

（3）JD 油田注采井網(wǎng)控制程度低的主要原因是油砂體面積小、邊界條件復(fù)雜，在當(dāng)前較低的油價條件下，通過井網(wǎng)加密提高注采井網(wǎng)控制程度難度較大，應(yīng)立足當(dāng)前井網(wǎng)，加強(qiáng)壓裂等綜合調(diào)整措施研究，提高水驅(qū)控制程度。