段 健

中石油冀東油田分公司南堡油田作業(yè)區(qū)，河北 唐山

1.前言

油田開發(fā)過程中，水驅規(guī)律研究是特低滲油藏研究的難點。近年來，國內(nèi)外眾多學者在特低滲透油藏剩余油和水驅規(guī)律等領域取得了大量科研成果[1] [2] [3] [4]。整體上針對儲層物性及非均質(zhì)特征開展的水驅規(guī)律研究較多，基于儲層評價的不同類型儲層水驅規(guī)律研究較少。開發(fā)過程中，受多種因素影響，低滲透油藏不同類型的儲層滲流規(guī)律和開發(fā)模式不同，水驅規(guī)律存在差異，剩余油分布極為復雜。以儲層評價為切入點，早期介入，對儲層進行分類，根據(jù)不同的儲層類型分析低滲透油藏的水驅規(guī)律，為油田的開發(fā)方案提供更準確的指導意見。

2.基于動態(tài)和靜態(tài)參數(shù)結合的儲層評價方法

2.1.方法的建立

低滲透油藏水驅特征影響因素眾多，不僅與非均質(zhì)性、應力場、斷層、孔喉結構、原油性質(zhì)、水體大小等靜態(tài)參數(shù)有關，更與開發(fā)方式、井網(wǎng)、人工裂縫形態(tài)、開發(fā)歷程、井況等動態(tài)參數(shù)有著重要關系[5] [6] [7] [8]。因此將動態(tài)和靜態(tài)參數(shù)結合起來開展儲層評價，能更準確地指導水驅規(guī)律研究。

研究區(qū)南堡4-1區(qū)沙一段隸屬南堡油田，位于南堡油田西部4號構造主斷層東北側，沉積環(huán)境為三角洲前緣亞相，內(nèi)部斷層少，天然裂縫不發(fā)育，屬于具有一定邊水能量的單斜巖性油藏。該油藏平均孔隙度17.3%，平均滲透率5.8 mD。綜合分析認為，研究區(qū)儲層評價需要反映儲層4個方面的參數(shù)：① 反映儲層宏觀物性的特征參數(shù)(儲層的滲透率和有效孔隙度) [9]；② 反映儲層微觀滲流特征的參數(shù)(孔隙結構、毛細管力、流體黏度、主流喉道半徑等) [10] [11] [12]；③ 反映采收率的特征參數(shù)(退汞效率、可動流體百分數(shù)、排驅壓力)；④ 反映開發(fā)特征的參數(shù)(自然產(chǎn)能和開發(fā)方式)?？筛鶕?jù)儲層實際情況從以上4個方面每個方面優(yōu)選1～2個主要參數(shù)。研究區(qū)篩選出滲透率、有效孔隙度、排驅壓力、主流喉道半徑、退汞效率、自然產(chǎn)能和開發(fā)方式7個參數(shù)。

2.2.儲層綜合評價研究

為使研究區(qū)的儲層評價工作更具層次性、綜合性，更好地體現(xiàn)動態(tài)資料在評價工作中檢驗校正的作用，提出基于油藏地質(zhì)特征的“多因素耦合分析”的儲層評價兩步法。

首先依據(jù)評價參數(shù)與儲層質(zhì)量的相關性，建立關系式。由于各類參數(shù)取值區(qū)間存在差異，需要進行歸一化處理，據(jù)此建立五元綜合分類法的計算式：

式中：Cq為儲層綜合分類因數(shù)，1；Ki為每個樣本滲透率，mD；Kimax為每個樣本最大滲透率，mD；?i為每個樣本有效孔隙度，%；?imax為每個樣本最大有效孔隙度，%；rm為主流喉道半徑，μm；rmmax為最大主流喉道半徑，μm；p為排驅壓力，MPa；pmax為最大排驅壓力，MPa；ηei為每個樣本退汞效率，%；ηeimax為每個樣本最大退汞效率，%。

通過對研究區(qū)3口井取心資料的25個數(shù)據(jù)樣點統(tǒng)計分析，初步將研究區(qū)儲層劃分為3類：① I類儲層，儲層綜合分類因數(shù)大于5.2，滲透率大于15 mD，孔隙度為17.0%～20.4%，退汞效率為33.36%～51.95%，排驅壓力為0.01～0.15 MPa，主流喉道半徑大于或等于2.5 μm，孔喉類型為中孔較細喉不均勻型，以河口壩主體和河道沉積微相為主；② II類儲層綜合分類因數(shù)為 1～5.2，滲透率為 1～15 mD，孔隙度為15.6%～17.02%，退汞效率為30.51%～50.30%，排驅壓力為0.05～0.31 MPa，主流喉道半徑為2.5～1.0 μm，孔喉類型為中孔細喉不均勻型，以壩外緣與席狀砂為主；③ III類儲層綜合分類因數(shù)小于1，滲透率小于1 mD，孔隙度為12.4%～17.9%，退汞效率為28.71%～48.41%，排驅壓力為0.31～0.34 MPa，主流喉道半徑小于1.0 μm，孔喉類型為小孔微細喉不均勻型，以遠砂壩、灘壩砂為主。數(shù)據(jù)點呈很好的分片性，分區(qū)的滲透率界限值與特低滲、超低滲界限值具有較好的對應關系，表明了初步分類方案的合理性。

儲層評價第 2步是將開發(fā)生產(chǎn)特征與初步分類結果耦合，細化并校正初評標準。通過研究區(qū) 3口井、25個層的儲層綜合分類因數(shù)與自然產(chǎn)能關系圖(圖1)可知，I類儲層，自然產(chǎn)液能力強，達到8～10 t/d。II類儲層初期產(chǎn)能為0～7 t/d，遞減快，4至6個月后不產(chǎn)液，通過壓裂能夠持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)1.5～9 t/d。依據(jù)產(chǎn)能進一步細分為II-1和II-2兩個亞類，II-1類儲層水井人工裂縫半長為30 m，油井半縫長80 m，裂縫導流能力為25 μm2?cm，產(chǎn)能為6～8 t/d；II-2類儲層水井人工裂縫半長40 m，油井半縫長90 m，裂縫導流能力為30 μm2?cm，產(chǎn)能為1.5～4 t/d。III類儲層，不產(chǎn)液，壓裂后仍然不具有經(jīng)濟產(chǎn)能價值。

終評分類標準體現(xiàn)了不同類型儲層具有不同的巖性、物性、微觀孔喉特征和開發(fā)模式，生產(chǎn)動態(tài)與評價標準的一致性一定程度上說明了評價結果的可靠性。

Figure 1.The relation schema between integrated reservoir classification and productivity圖1.儲層綜合分類因數(shù)與產(chǎn)能關系圖

3.基于儲層評價的水驅規(guī)律研究

研究區(qū)采用反九點井網(wǎng)注水開發(fā)，I類儲層采用射孔投產(chǎn)，II類儲層采用壓裂投產(chǎn)。為進一步研究水驅規(guī)律，建立了研究區(qū)相控基質(zhì)與裂縫模型，開展了南堡4-1區(qū)數(shù)值模擬[13] [14]。

3.1.平面方向水驅規(guī)律特征

根據(jù)數(shù)模結果，I類儲層注水、II類儲層采油的水驅形態(tài)主要分為3類(圖2)：類型1為折線條帶形(圖2(a))。主要形成機理是注水井與最近人工裂縫端點夾角大于90°，裂縫擴大了動用面積，對應注水井水線以最短距離推進至人工裂縫末端，形成水線；類型2為一側形(圖2(b))，注水井與最近人工裂縫端部夾角小于90°，其形成機理是人工裂縫增大了裂縫兩側的儲量動用，在壓裂井與非壓裂鄰井的共同作用下，注入水呈面積推進，平面上水線推進均勻；類型3為窄條形(圖2(c))，其機理是由于周圍對應砂體無能量補充，注入水由上下連通砂體進入裂縫。

Figure 2.The characteristics of water flooding in oil well after fracturing圖2.壓裂后油井水驅特征

3.2.縱向水驅規(guī)律特征

I類儲層主要位于河口壩的主體部位和河道相，物性較好，如圖3(a)所示。PG1井各層均有儲量動用，層間動用差異小。與II類儲層對比，縱向上層間水驅的均勻程度較好，各層水線推進距離較接近。主要原因是I類儲層的吸水能力和產(chǎn)液能力要明顯好于II類儲層，注水井的啟動壓力和注入壓力要小于壩體邊部的II類儲層，建立驅替系統(tǒng)后，壩主體的層間壓差通常小于壩外緣砂體。復合砂體整體上動用較好，水淹厚度大。

Figure 3.The profile of water flooding both before and after the fracturing圖3.壓裂前后水驅剖面圖

從水驅前緣特征來看，II類儲層壓裂后縱向動用極不均勻，矛盾突出，如圖3(b)所示。水井X59井位于壩體邊部，砂體物性較差、厚度薄，主要表現(xiàn)為層間動用不均衡；厚層的層內(nèi)非均質(zhì)性及壓差導致其主要特征為層內(nèi)吸水不均，水井吸水厚度小，這種差異是開發(fā)中后期綜合治理方案的認識基礎。

4.礦場應用效果

基于儲層評價的水驅規(guī)律研究，開展了針對研究區(qū)不同類型儲層的治理方案論證。I類儲層以注重改變平面流場、均衡注入水推進為主，II類儲層以利用壓裂及細分注水強化主力層動用為主。2013～2017年共實施井網(wǎng)調(diào)整7井次，精細注采調(diào)控129井次。儲量動用程度分別提高2.4%、4.6%，采收率提高4.7%。

5.結論與展望

1) 通過對低滲透油藏動靜參數(shù)的綜合分析，確定了儲層評價的4個方面7大特征參數(shù)，建立了兩步法儲層評價方法。

2) 受儲層類型和開發(fā)政策等因素的影響，低滲透油藏水驅特征極為復雜。平面上分為3種水驅特征?？v向上，II類儲層的層內(nèi)與層間儲量動用差異大，I類儲層的動用較均勻，含水率上升等水驅規(guī)律具有明顯差異。研究結果可為制定綜合治理方案提供依據(jù)。