陶光輝，李洪生，劉 斌

（1.中國(guó)石化河南油田分公司，河南南陽(yáng)473132；2.中國(guó)石化河南油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，河南鄭州450018）

中國(guó)陸上大多數(shù)油田均已進(jìn)入高含水、特高含水開(kāi)發(fā)后期［1-4］，受儲(chǔ)層非均質(zhì)性及長(zhǎng)期注水的影響，特高含水期油藏平面及縱向驅(qū)替皆不均衡。以雙河油田Ⅷ-Ⅸ油組為例，自1977年12月投入開(kāi)發(fā)以來(lái)，先后經(jīng)歷多次井網(wǎng)調(diào)整階段，截止2018年底，該油組采出程度為35.31%，綜合含水率為95.11%。目前注水開(kāi)發(fā)中存在的主要問(wèn)題為：①特高含水期剩余油呈“普遍分布、差異富集”的分布特征，準(zhǔn)確識(shí)別弱驅(qū)富集區(qū)剩余油難度較大。②長(zhǎng)期注水沖刷導(dǎo)致物性較好的主體部位動(dòng)用程度較高，且注入水易沿這些區(qū)域流動(dòng)，造成注水利用率較低。③因特高含水期關(guān)井、封堵和打塞等原因造成注采井網(wǎng)不完善，現(xiàn)井網(wǎng)對(duì)剩余儲(chǔ)量控制程度低。針對(duì)以上問(wèn)題，需要評(píng)價(jià)油藏不同部位的驅(qū)替狀況，明確剩余油弱驅(qū)富集區(qū)，精準(zhǔn)識(shí)別注水強(qiáng)驅(qū)替區(qū)，提出有針對(duì)性的調(diào)整對(duì)策，完善注采井網(wǎng)，改善注水開(kāi)發(fā)效果。

近年來(lái)，中外學(xué)者對(duì)于油藏均衡驅(qū)替研究較多［5-9］。耿正玲等針對(duì)多層油藏縱向?qū)娱g干擾嚴(yán)重的問(wèn)題，建立了層系重組相關(guān)政策界限，提出分層配水和變密度射孔2種優(yōu)化方法實(shí)現(xiàn)縱向均衡驅(qū)替［10-11］，但對(duì)特高含水期油藏注水驅(qū)替倍數(shù)量化表征研究較少。為此，筆者利用數(shù)值模擬方法量化表征了油藏驅(qū)替倍數(shù)并對(duì)其進(jìn)行了分級(jí)評(píng)價(jià)，在此基礎(chǔ)上確定了特高含水期油藏不同部位驅(qū)替程度的差異，形成了有針對(duì)性的調(diào)整對(duì)策實(shí)現(xiàn)油藏均衡驅(qū)替，為改善特高含水期油藏開(kāi)發(fā)效果提供了依據(jù)。

1 驅(qū)替倍數(shù)量化表征方法

特高含水期油藏不同位置驅(qū)替狀況差異較大，且同一位置不同開(kāi)發(fā)階段驅(qū)替倍數(shù)也不相同，而注水驅(qū)替狀況對(duì)剩余油的分布及注水開(kāi)發(fā)效果有著較為重要的影響，因此需要對(duì)驅(qū)替倍數(shù)進(jìn)行量化表征，為精細(xì)化注水挖潛提供依據(jù)。常規(guī)油藏工程方法只能從宏觀上定性分析油藏注水效果，無(wú)法滿足精細(xì)注水的需求；而數(shù)值模擬技術(shù)可以通過(guò)對(duì)油藏網(wǎng)格化，從而實(shí)現(xiàn)對(duì)不同位置注水狀況的描述［12］，該技術(shù)不僅克服了油藏工程方法所存在的弊端，同時(shí)從空間和時(shí)間上實(shí)現(xiàn)了對(duì)油藏注水狀況的定量化描述。具體表征方法主要為：首先確定出通過(guò)任意網(wǎng)格的累積過(guò)水量，然后計(jì)算網(wǎng)格單元的孔隙體積，該網(wǎng)格的累積過(guò)水量與孔隙體積的比值即驅(qū)替倍數(shù)。采用Eclipse軟件直接輸出網(wǎng)格單元的孔隙體積。因此，計(jì)算驅(qū)替倍數(shù)的關(guān)鍵在于計(jì)算網(wǎng)格單元的累積過(guò)水量。網(wǎng)格單元累積過(guò)水量的具體計(jì)算方法以（i，j）網(wǎng)格為例（圖1）。首先利用Eclipse軟件直接輸出每個(gè)時(shí)間步長(zhǎng)下該網(wǎng)格塊在BFLOWI+和BFLOWJ+方向的流量，計(jì)算網(wǎng)格的瞬時(shí)過(guò)水量只需統(tǒng)計(jì)流入該網(wǎng)格的流量，若BFLOWI（i，j）＜0，表明有水流入（i，j）網(wǎng)格，流量大小為BFLOWI（i，j）的絕對(duì)值，否則不予統(tǒng)計(jì)流量大?。蝗鬊FLOWI（i-1，j）＞0，表明有水流入（i，j）網(wǎng)格，流量大小為BFLOWI（i-1，j）的絕對(duì)值，否則也不予統(tǒng)計(jì)。J方向采用相同的處理方法，將I，J方向統(tǒng)計(jì)的流量大小相加即得到（i，j）網(wǎng)格的瞬時(shí)過(guò)水量，對(duì)所有時(shí)間步長(zhǎng)的瞬時(shí)過(guò)水量累加求和即求得（i，j）網(wǎng)格的累積過(guò)水量，除以該網(wǎng)格的孔隙體積即得到該網(wǎng)格的驅(qū)替倍數(shù)。

圖1 網(wǎng)格單元累積過(guò)水量的計(jì)算方法Fig.1 Calculation method for cumulative water content of grid cells

2 驅(qū)替倍數(shù)分級(jí)評(píng)價(jià)

在實(shí)際油藏中驅(qū)替倍數(shù)分布差異較大，主流線及近水井區(qū)域，驅(qū)替倍數(shù)可以達(dá)到成百上千，而低滲透率部位，注入水難以波及，驅(qū)替倍數(shù)相對(duì)較低，因此需要建立驅(qū)替倍數(shù)分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，明確弱驅(qū)、強(qiáng)驅(qū)的分級(jí)界限和判定標(biāo)準(zhǔn)。

2.1 物理模擬

選取雙河油田Ⅷ-Ⅸ油組取心井天然巖心（滲透率為271 mD）開(kāi)展室內(nèi)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，確定不同驅(qū)替倍數(shù)下的驅(qū)油效率。實(shí)驗(yàn)用油為雙河油田原油和煤油按一定比例配制而成的模擬油，在實(shí)驗(yàn)溫度為50℃條件下的黏度為7.63 mPa·s；實(shí)驗(yàn)用水為雙河油田注入污水，總礦化度為4 508 mg/L。實(shí)驗(yàn)儀器主要包括：①巖心夾持器；②驅(qū)替泵，流量精度為1%；③壓力傳感器，精度為0.5%；④油水分離器，量程為0～20 mL，分度值為0.05 mL；⑤天平，精度為0.001 g；⑥秒表，分度值為0.01 s。

從不同驅(qū)替倍數(shù)下驅(qū)油效率變化曲線（圖2）可以看出，驅(qū)油效率隨驅(qū)替倍數(shù)的增大而增加。當(dāng)驅(qū)替倍數(shù)小于5時(shí)，驅(qū)油效率直線上升；繼續(xù)增大驅(qū)替倍數(shù)，驅(qū)油效率增幅逐漸減緩；當(dāng)驅(qū)替倍數(shù)達(dá)到20時(shí)，驅(qū)油效率增幅減?。划?dāng)驅(qū)替倍數(shù)大于50后，驅(qū)油效率幾乎不再增加。

圖2 天然巖心不同驅(qū)替倍數(shù)下驅(qū)油效率變化曲線Fig.2 Curve of oil displacement efficiency under differentdisplacement multiple of natural core

2.2 數(shù)值模擬

從雙河油田Ⅷ-Ⅸ油組已建立的實(shí)際油藏?cái)?shù)值模擬模型中選取I1（注水井）與P1（采油井）的典型井組模型（圖3），井組平均滲透率為300 mD，注入速度設(shè)為12%，注采比為1∶1，注采井距為300 m，模擬運(yùn)行至含水率為99%時(shí)，采用驅(qū)替倍數(shù)量化表征方法計(jì)算分析不同網(wǎng)格下的驅(qū)替倍數(shù)。

圖3 注水井I1和采油井P1的典型井組模型Fig.3 Typical well model for water injection well I1 and oil production well P1

2.2.1 驅(qū)替倍數(shù)與含油飽和度的關(guān)系

從典型井組模型不同網(wǎng)格驅(qū)替倍數(shù)與含油飽和度關(guān)系（圖4）可以看出，隨驅(qū)替倍數(shù)不斷增加，含油飽和度不斷降低。當(dāng)驅(qū)替倍數(shù)小于5時(shí)，含油飽和度降低幅度較大，隨后曲線出現(xiàn)拐點(diǎn)，含油飽和度隨驅(qū)替倍數(shù)的增大降低速率逐漸放慢；當(dāng)驅(qū)替倍數(shù)達(dá)到20時(shí)，含油飽和度降幅減??；而當(dāng)驅(qū)替倍數(shù)大于50后，繼續(xù)增大驅(qū)替倍數(shù)，含油飽和度幾乎不再變化。

2.2.2 驅(qū)替倍數(shù)與采出程度的關(guān)系

對(duì)比典型井組模型不同網(wǎng)格驅(qū)替倍數(shù)與采出程度關(guān)系（圖5）可以看出，隨驅(qū)替倍數(shù)不斷增加，采出程度逐漸升高。當(dāng)驅(qū)替倍數(shù)小于5時(shí)，采出程度增加幅度較大；隨后曲線出現(xiàn)拐點(diǎn)，采出程度隨驅(qū)替倍數(shù)的增大上升速率逐漸變緩；當(dāng)驅(qū)替倍數(shù)達(dá)到20時(shí)，采出程度增幅減??；而當(dāng)驅(qū)替倍數(shù)大于50后，繼續(xù)增大驅(qū)替倍數(shù)，采出程度幾乎不再變化。

圖4 典型井組模型不同網(wǎng)格驅(qū)替倍數(shù)與含油飽和度關(guān)系Fig.4 Relationship between displacement multiple and oil saturation of different grids in typical well model

圖5 典型井組模型不同網(wǎng)格驅(qū)替倍數(shù)與采出程度關(guān)系Fig.5 Relationship between displacement multiple and recovery degree of different grids in typical well model

2.3 分級(jí)評(píng)價(jià)結(jié)果

2.3.1 分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

根據(jù)物理模擬及數(shù)值模擬結(jié)果（表1）可知，當(dāng)驅(qū)替倍數(shù)小于5時(shí)，含油飽和度降幅為28%～32%，采出程度增幅為35%～40%，此時(shí)開(kāi)發(fā)效果較好；當(dāng)驅(qū)替倍數(shù)大于50時(shí)，含油飽和度降幅為1%～2%，采出程度增幅為1%～2%，含油飽和度和采出程度基本不再變化，屬無(wú)效注水階段，開(kāi)發(fā)經(jīng)濟(jì)效益極差。因此將驅(qū)替倍數(shù)小于5時(shí)界定為弱驅(qū)富集區(qū)，通過(guò)提高驅(qū)替倍數(shù)能夠有效地改善水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果。

表1 物理模擬及數(shù)值模擬結(jié)果Table1 Results of physical simulation andnumerical simulation

2.3.2 驅(qū)替倍數(shù)分布模式

采用驅(qū)替倍數(shù)量化表征方法定量計(jì)算了雙河油田Ⅷ-Ⅸ油組的Ⅷ1-Ⅸ1層驅(qū)替倍數(shù)分布情況（圖6），確定不同級(jí)別驅(qū)替倍數(shù)的分布模式。

圖6 雙河油田Ⅷ1-Ⅸ1層驅(qū)替倍數(shù)分布Fig.6 Displacement multiple distribution ofⅧ1-Ⅸ1 layer in Shuanghe Oilfield

弱驅(qū)富集區(qū) 主要分布在低滲透率部位、井網(wǎng)不完善區(qū)、注采分流線及壓力平衡區(qū)。其中低滲透率部位儲(chǔ)層物性差，注入水難以波及，驅(qū)替倍數(shù)相對(duì)較低；井網(wǎng)不完善區(qū)由于無(wú)井控制，水驅(qū)控制程度低，驅(qū)替倍數(shù)較低；注采分流線及壓力平衡區(qū)驅(qū)替壓力梯度低，過(guò)水量小，驅(qū)替倍數(shù)相對(duì)較低。

強(qiáng)驅(qū)替區(qū) 主要分布在油水井注采主流線區(qū)域，注入水流經(jīng)注水井與采油井間的主流線區(qū)，過(guò)水量較大，驅(qū)替倍數(shù)相對(duì)較高。

高耗水區(qū) 主要分布在儲(chǔ)層物性較好、有效厚度較大的區(qū)域，注入水易沿儲(chǔ)層物性好的區(qū)域流動(dòng)，造成該區(qū)域采出程度高，剩余油飽和度低，水油比高，進(jìn)入以水帶油的開(kāi)采模式。

無(wú)效注水 主要分布在累積產(chǎn)油量和累積注水量較高的油水井附近，由于長(zhǎng)期注水沖刷，導(dǎo)致該區(qū)域剩余油飽和度接近殘余油飽和度，注入水在地下未起到驅(qū)油的效果，直接從采油端采出，造成注水無(wú)效循環(huán)，開(kāi)發(fā)效果極差。

3 均衡驅(qū)替調(diào)整對(duì)策

3.1 驅(qū)替倍數(shù)潛力評(píng)價(jià)

根據(jù)驅(qū)替倍數(shù)分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)（表1），計(jì)算分析了雙河油田Ⅷ-Ⅸ油組的Ⅷ1-Ⅸ1層不同驅(qū)替倍數(shù)下的剩余儲(chǔ)量分布狀況（表2），Ⅷ1-Ⅸ1層剩余地質(zhì)儲(chǔ)量為277.66×104t，弱驅(qū)富集區(qū)、強(qiáng)驅(qū)替區(qū)、高耗水區(qū)和無(wú)效注水條件下的剩余儲(chǔ)量分別為84.88×104，129.38×104，43.60×104和19.80×104t，所占總剩余儲(chǔ)量的百分?jǐn)?shù)分別為30.57%，46.60%，15.70%和7.13%。

表2 雙河油田Ⅷ1-Ⅸ1層不同驅(qū)替倍數(shù)下的剩余儲(chǔ)量分布狀況Table2 Distribution of remaining reserves under different displacement multiples ofⅧ1-Ⅸ1 layer in Shuanghe Oilfield

3.2 調(diào)整對(duì)策

根據(jù)驅(qū)替倍數(shù)分布模式，提出有針對(duì)性的調(diào)整對(duì)策，提高弱驅(qū)富集區(qū)驅(qū)替倍數(shù)，改變強(qiáng)驅(qū)替區(qū)液流方向，注采調(diào)配控制高耗水區(qū)，封堵調(diào)控遏制無(wú)效注水，實(shí)現(xiàn)均衡驅(qū)替，改善開(kāi)發(fā)效果。主要調(diào)整對(duì)策包括：①針對(duì)弱驅(qū)富集區(qū)，通過(guò)加密井網(wǎng)、補(bǔ)孔調(diào)層等手段提高驅(qū)替倍數(shù)，挖掘井間、分流線及井網(wǎng)不完善區(qū)域剩余油。②針對(duì)強(qiáng)驅(qū)替區(qū)，通過(guò)油井轉(zhuǎn)注、優(yōu)化注采等措施改變液流方向，擴(kuò)大注水波及。③針對(duì)高耗水區(qū)，通過(guò)調(diào)整注采剖面、注采結(jié)構(gòu)調(diào)配，限制注入采出量，控制高耗水。④針對(duì)無(wú)效注水，通過(guò)關(guān)井、封堵等手段進(jìn)行調(diào)控，遏制無(wú)效注水。

4 實(shí)例分析

選取雙河油田Ⅷ-Ⅸ油組中油砂體疊合好、儲(chǔ)層物性好、注入能力強(qiáng)、具有一定儲(chǔ)量規(guī)模的Ⅷ1-Ⅸ1層實(shí)施均衡驅(qū)替先導(dǎo)試驗(yàn)開(kāi)發(fā)。在試驗(yàn)區(qū)驅(qū)替倍數(shù)潛力評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上，提出井網(wǎng)調(diào)整優(yōu)化方案，具體部署見(jiàn)圖7，井網(wǎng)調(diào)整區(qū)驅(qū)替倍數(shù)分布見(jiàn)圖8。

圖7 雙河油田Ⅷ-Ⅸ油組井網(wǎng)調(diào)整部署Fig.7 Adjustment and deployment of well pattern inⅧ-Ⅸoil group of Shuanghe Oilfield

圖8 雙河油田Ⅷ-Ⅸ油組井網(wǎng)調(diào)整區(qū)驅(qū)替倍數(shù)分布Fig.8 Displacement multiple distribution of well pattern adjustment zone inⅧ-Ⅸoil group of Shuanghe Oilfield

試驗(yàn)區(qū)具體調(diào)整措施包括：①在井網(wǎng)不完善、注采分流線及井間壓力平衡區(qū)等部位存在弱驅(qū)富集區(qū)剩余油，通過(guò)部署新井、補(bǔ)孔調(diào)層等措施提高驅(qū)替倍數(shù)，共部署新井6口，補(bǔ)孔調(diào)層措施9井次；同時(shí)提高驅(qū)替倍數(shù)較低的7個(gè)井組的注入能力，共實(shí)施7井12層，累積增加注水量為992 m3。②針對(duì)投入開(kāi)發(fā)較早且長(zhǎng)期產(chǎn)液量較高、含水率較高的油井，通過(guò)轉(zhuǎn)注的方式改變液流方向，共實(shí)施油轉(zhuǎn)注井9口，液流方向改變率達(dá)到64.6%。③針對(duì)驅(qū)替倍數(shù)較高、耗水量較大的5個(gè)井組降低注水能力，共實(shí)施5井9層，注入量由230 m3/d降低到105 m3/d。④利用關(guān)井、封堵等措施對(duì)無(wú)效注水的井層進(jìn)行調(diào)控，實(shí)現(xiàn)有效注水，共封堵5井9層。

Ⅷ1-Ⅸ1層井網(wǎng)調(diào)整優(yōu)化方案現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施后試驗(yàn)區(qū)開(kāi)發(fā)形勢(shì)明顯好轉(zhuǎn)，日產(chǎn)油水平由9.3 t/d增加至27.1 t/d，綜合含水率由97.29%下降至95.66%，采油速度由0.12%提高至0.36%，增加可采儲(chǔ)量為3.94×104t，按井網(wǎng)實(shí)際控制儲(chǔ)量（275.5×104t）計(jì)算，提高水驅(qū)采收率1.43%，取得了較好的開(kāi)發(fā)效果。

5 結(jié)論

針對(duì)特高含水期油藏存在驅(qū)替不均衡的問(wèn)題，創(chuàng)新性地提出了特高含水期驅(qū)替倍數(shù)量化表征方法，根據(jù)驅(qū)替倍數(shù)與剩余油飽和度、驅(qū)替倍數(shù)與采出程度的關(guān)系對(duì)驅(qū)替倍數(shù)進(jìn)行分類評(píng)價(jià)，將特高含水期油藏分為弱驅(qū)富集區(qū)、強(qiáng)驅(qū)替區(qū)、高耗水區(qū)和無(wú)效注水等4個(gè)區(qū)域，并明確了不同區(qū)域的分類判別標(biāo)準(zhǔn)，在此基礎(chǔ)上形成了提高弱驅(qū)富集區(qū)驅(qū)替倍數(shù)、改變強(qiáng)驅(qū)替區(qū)液流方向、注采調(diào)配控制高耗水區(qū)、封堵調(diào)控遏制無(wú)效注水等均衡驅(qū)替技術(shù)對(duì)策，為特高含水期油藏改善注水開(kāi)發(fā)效果提供了依據(jù)。