陶光輝，李洪生，劉 斌

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

中國陸上大多數(shù)油田均已進入高含水、特高含水開發(fā)后期［1-4］，受儲層非均質(zhì)性及長期注水的影響，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月投入開發(fā)以來，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%。目前注水開發(fā)中存在的主要問題為：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)確識別弱驅(qū)富集區(qū)剩余油難度較大。②長期注水沖刷導(dǎo)致物性較好的主體部位動用程度較高，且注入水易沿這些區(qū)域流動，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)對剩余儲量控制程度低。針對以上問題，需要評價油藏不同部位的驅(qū)替狀況，明確剩余油弱驅(qū)富集區(qū)，精準(zhǔn)識別注水強驅(qū)替區(qū)，提出有針對性的調(diào)整對策，完善注采井網(wǎng)，改善注水開發(fā)效果。

近年來，中外學(xué)者對于油藏均衡驅(qū)替研究較多［5-9］。耿正玲等針對多層油藏縱向?qū)娱g干擾嚴(yán)重的問題，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)化方法實現(xiàn)縱向均衡驅(qū)替［10-11］，但對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)并對其進行了分級評價，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，形成了有針對性的調(diào)整對策實現(xiàn)油藏均衡驅(qū)替，為改善特高含水期油藏開發(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，且同一位置不同開發(fā)階段驅(qū)替倍數(shù)也不相同，而注水驅(qū)替狀況對剩余油的分布及注水開發(fā)效果有著較為重要的影響，因此需要對驅(qū)替倍數(shù)進行量化表征，為精細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，無法滿足精細注水的需求；而數(shù)值模擬技術(shù)可以通過對油藏網(wǎng)格化，從而實現(xiàn)對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，同時從空間和時間上實現(xiàn)了對油藏注水狀況的定量化描述。具體表征方法主要為：首先確定出通過任意網(wǎng)格的累積過水量，然后計算網(wǎng)格單元的孔隙體積，該網(wǎng)格的累積過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，計算驅(qū)替倍數(shù)的關(guān)鍵在于計算網(wǎng)格單元的累積過水量。網(wǎng)格單元累積過水量的具體計算方法以（i，j）網(wǎng)格為例（圖1）。首先利用Eclipse軟件直接輸出每個時間步長下該網(wǎng)格塊在BFLOWI+和BFLOWJ+方向的流量，計算網(wǎng)格的瞬時過水量只需統(tǒng)計流入該網(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）的絕對值，否則不予統(tǒng)計流量大小；若BFLOWI（i-1，j）＞0，表明有水流入（i，j）網(wǎng)格，流量大小為BFLOWI（i-1，j）的絕對值，否則也不予統(tǒng)計。J方向采用相同的處理方法，將I，J方向統(tǒng)計的流量大小相加即得到（i，j）網(wǎng)格的瞬時過水量，對所有時間步長的瞬時過水量累加求和即求得（i，j）網(wǎng)格的累積過水量，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)格單元累積過水量的計算方法Fig.1 Calculation method for cumulative water content of grid cells

2 驅(qū)替倍數(shù)分級評價

在實際油藏中驅(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)相對較低，因此需要建立驅(qū)替倍數(shù)分級評價標(biāo)準(zhǔn)，明確弱驅(qū)、強驅(qū)的分級界限和判定標(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）開展室內(nèi)水驅(qū)油實驗，確定不同驅(qū)替倍數(shù)下的驅(qū)油效率。實驗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，在實驗溫度為50℃條件下的黏度為7.63 mPa·s；實驗用水為雙河油田注入污水，總礦化度為4 508 mg/L。實驗儀器主要包括：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，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)達到20時，驅(qū)油效率增幅減??；當(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油組已建立的實際油藏數(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，模擬運行至含水率為99%時，采用驅(qū)替倍數(shù)量化表征方法計算分析不同網(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，含油飽和度降低幅度較大，隨后曲線出現(xiàn)拐點，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)達到20時，含油飽和度降幅減小；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，采出程度增加幅度較大；隨后曲線出現(xiàn)拐點，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)達到20時，采出程度增幅減?。欢?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 分級評價結(jié)果

2.3.1 分級評價標(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，含油飽和度降幅為28%～32%，采出程度增幅為35%～40%，此時開發(fā)效果較好；當(dāng)驅(qū)替倍數(shù)大于50時，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，屬無效注水階段，開發(fā)經(jīng)濟效益極差。因此將驅(qū)替倍數(shù)小于5時界定為弱驅(qū)富集區(qū)，通過提高驅(qū)替倍數(shù)能夠有效地改善水驅(qū)開發(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層物性差，注入水難以波及，驅(qū)替倍數(shù)相對較低；井網(wǎng)不完善區(qū)由于無井控制，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，過水量小，驅(qū)替倍數(shù)相對較低。

強驅(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)，過水量較大，驅(qū)替倍數(shù)相對較高。

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

無效注水 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，造成注水無效循環(huán)，開發(fā)效果極差。

3 均衡驅(qū)替調(diào)整對策

3.1 驅(qū)替倍數(shù)潛力評價

根據(jù)驅(qū)替倍數(shù)分級評價標(biāo)準(zhǔn)（表1），計算分析了雙河油田Ⅷ-Ⅸ油組的Ⅷ1-Ⅸ1層不同驅(qū)替倍數(shù)下的剩余儲量分布狀況（表2），Ⅷ1-Ⅸ1層剩余地質(zhì)儲量為277.66×104t，弱驅(qū)富集區(qū)、強驅(qū)替區(qū)、高耗水區(qū)和無效注水條件下的剩余儲量分別為84.88×104，129.38×104，43.60×104和19.80×104t，所占總剩余儲量的百分數(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)整對策

根據(jù)驅(qū)替倍數(shù)分布模式，提出有針對性的調(diào)整對策，提高弱驅(qū)富集區(qū)驅(qū)替倍數(shù)，改變強驅(qū)替區(qū)液流方向，注采調(diào)配控制高耗水區(qū)，封堵調(diào)控遏制無效注水，實現(xiàn)均衡驅(qū)替，改善開發(fā)效果。主要調(diào)整對策包括：①針對弱驅(qū)富集區(qū)，通過加密井網(wǎng)、補孔調(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針對強驅(qū)替區(qū)，通過油井轉(zhuǎn)注、優(yōu)化注采等措施改變液流方向，擴大注水波及。③針對高耗水區(qū)，通過調(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針對無效注水，通過關(guān)井、封堵等手段進行調(diào)控，遏制無效注水。

4 實例分析

選取雙河油田Ⅷ-Ⅸ油組中油砂體疊合好、儲層物性好、注入能力強、具有一定儲量規(guī)模的Ⅷ1-Ⅸ1層實施均衡驅(qū)替先導(dǎo)試驗開發(fā)。在試驗區(qū)驅(qū)替倍數(shù)潛力評價的基礎(chǔ)上，提出井網(wǎng)調(diào)整優(yōu)化方案，具體部署見圖7，井網(wǎng)調(diào)整區(qū)驅(qū)替倍數(shù)分布見圖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，通過部署新井、補孔調(diào)層等措施提高驅(qū)替倍數(shù)，共部署新井6口，補孔調(diào)層措施9井次；同時提高驅(qū)替倍數(shù)較低的7個井組的注入能力，共實施7井12層，累積增加注水量為992 m3。②針對投入開發(fā)較早且長期產(chǎn)液量較高、含水率較高的油井，通過轉(zhuǎn)注的方式改變液流方向，共實施油轉(zhuǎn)注井9口，液流方向改變率達到64.6%。③針對驅(qū)替倍數(shù)較高、耗水量較大的5個井組降低注水能力，共實施5井9層，注入量由230 m3/d降低到105 m3/d。④利用關(guān)井、封堵等措施對無效注水的井層進行調(diào)控，實現(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)場實施后試驗區(qū)開發(fā)形勢明顯好轉(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%，增加可采儲量為3.94×104t，按井網(wǎng)實際控制儲量（275.5×104t）計算，提高水驅(qū)采收率1.43%，取得了較好的開發(fā)效果。

5 結(jié)論

針對特高含水期油藏存在驅(qū)替不均衡的問題，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)系對驅(qū)替倍數(shù)進行分類評價，將特高含水期油藏分為弱驅(qū)富集區(qū)、強驅(qū)替區(qū)、高耗水區(qū)和無效注水等4個區(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)控遏制無效注水等均衡驅(qū)替技術(shù)對策，為特高含水期油藏改善注水開發(fā)效果提供了依據(jù)。