吳曉慧，鄧景夫，陳曉明，劉 學(xué)，王 龍

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

渤海南部油田主要為中輕質(zhì)油藏，多以水平井開發(fā)為主，儲層展布復(fù)雜且平面非均質(zhì)性強(qiáng)，隨著油田進(jìn)入中高含水階段，注采井間優(yōu)勢滲流通道嚴(yán)重制約著油田的高效開發(fā)。而正確認(rèn)識注采連通性及識別滲流通道是水驅(qū)開發(fā)后期生產(chǎn)策略優(yōu)化的前提。目前注采連通性研究方法主要為傳統(tǒng)分析方法和動(dòng)態(tài)反演方法。其中，傳統(tǒng)分析方法包括示蹤劑法[1-2]、試井分析法[3-4]、地球化學(xué)方法[5-6]等，該類方法一般費(fèi)用高，耗時(shí)長，且計(jì)算出的僅僅是定性或半定量的結(jié)果。動(dòng)態(tài)反演方法包括流線模型[7-8]、多元回歸模型[9-10]、阻容模型[11-12]等，其中阻容模型由于考慮了井間信號的衰減和滯后[13]，更加符合油藏實(shí)際滲流特征，應(yīng)用最為廣泛。但上述動(dòng)態(tài)反演方法求取的注采連通系數(shù)反映的僅僅是注采井間的注水貢獻(xiàn)率。因此，對阻容模型進(jìn)行改進(jìn)，通過分析注采結(jié)構(gòu)對注水貢獻(xiàn)率計(jì)算值的影響，推導(dǎo)出可真實(shí)反映注采井間連通系數(shù)的公式。同時(shí)，為了定量表征井間儲層物性隨注水沖刷的變化程度和變化規(guī)律，提出一種新的物理表征參數(shù)——無因次連通系數(shù)，進(jìn)行滲流通道的識別[14-15]，可指導(dǎo)酸化或調(diào)剖等開發(fā)措施。

1 注采連通系數(shù)數(shù)學(xué)模型推導(dǎo)

1.1 阻容模型及存在問題

阻容模型是根據(jù)信號處理理論，考慮了井間信號的衰減和滯后，在物質(zhì)平衡方程的基礎(chǔ)上推導(dǎo)求得的油井產(chǎn)液量與初期產(chǎn)液量、注水井注水量和油井井底流壓的關(guān)系式。通過建立最優(yōu)化方程[16-17]，利用歷史動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)反演求解。

(1)

由式(1)可知，阻容模型中的系數(shù)λij實(shí)際為注水井i對采油井j的注水貢獻(xiàn)率。注水貢獻(xiàn)率是指注水井流向某口受效采油井的注水量與總注水量的比值，注水貢獻(xiàn)率反映的是某時(shí)刻注水井向各方向注水分配量的相對大小，并不能準(zhǔn)確地反映注采井間的連通性。

1.2 注采連通系數(shù)數(shù)學(xué)模型建立

將式(1)反推，得到注水貢獻(xiàn)率的函數(shù)表達(dá)式：

λij=f(τjJj,qj,Ii)

(2)

式中：λij為注水井i流向采油井j的注水量百分比；τjJj反映了注采井間的連通性，即注采連通系數(shù)；qj反映了井組中每口生產(chǎn)井的產(chǎn)液情況，即產(chǎn)液比例；Ii反映了井組注水量，即井組注采比。

由此說明，注水貢獻(xiàn)率除了與連通系數(shù)有關(guān)外，還與產(chǎn)液結(jié)構(gòu)和注采比有關(guān)。為了獲得注水貢獻(xiàn)率與產(chǎn)液結(jié)構(gòu)和注采比的關(guān)系，建立一個(gè)均質(zhì)模型，該模型采用五點(diǎn)法井網(wǎng)。利用單因素敏感分析法，通過分別改變注采比和產(chǎn)液比例設(shè)計(jì)了12個(gè)方案，然后利用阻容模型計(jì)算各方案注水貢獻(xiàn)率。

(1) 當(dāng)井組注采比小于等于1時(shí)，目前注水貢獻(xiàn)率等于均衡驅(qū)替條件下的注水貢獻(xiàn)率；當(dāng)注采比大于1時(shí)，目前注水貢獻(xiàn)率與注采比呈倒數(shù)關(guān)系：

(3)

式中：(λij)均衡為產(chǎn)液結(jié)構(gòu)均衡且注采比為1時(shí)，注水井i對采油井j的注水貢獻(xiàn)率；IPRt為t時(shí)刻的注采比。

(2) 注水貢獻(xiàn)率與產(chǎn)液比例呈線性關(guān)系：

(4)

將式(3)和式(4)代入式(2)，消掉注采結(jié)構(gòu)的影響，推導(dǎo)求出注采連通系數(shù)計(jì)算公式：

(5)

式中：(ICij)t為t時(shí)刻注水井i與采油井j之間的注采連通系數(shù)。

2 無因次連通系數(shù)識別滲流通道

2.1 無因次連通系數(shù)計(jì)算

由于注采連通系數(shù)只是代表了某時(shí)刻的連通性，為了更方便、準(zhǔn)確地識別儲層物性隨時(shí)間的變化規(guī)律和變化程度，引入無因次連通系數(shù)[18-24](DICij)t概念，定義為t時(shí)刻的注采連通系數(shù)與投產(chǎn)初期的注采連通系數(shù)的比值：

(6)

式中：(DICij)t為t時(shí)刻注水井i與采油井j之間的無因次注采連通系數(shù)；(ICij)t0為初始時(shí)刻注水井i與采油井j之間的注采連通系數(shù)。

當(dāng)無因次連通系數(shù)等于1時(shí)，表示儲層物性未變化；當(dāng)無因次連通系數(shù)大于1時(shí)，值越大，物性變得越好。這種情況有2種可能，一是酸化壓裂等措施見效，二是長期注水沖刷形成了優(yōu)勢滲流通道；當(dāng)無因次連通系數(shù)小于1時(shí)，值越小，物性變得越差，這種情況也有2種可能，一是調(diào)剖堵水等措施見效，二是在生產(chǎn)過程中儲層出現(xiàn)了堵塞。

2.2 滲流通道的定量識別

在上述機(jī)理模型的基礎(chǔ)上，通過改變注水井W1與采油井P1的無因次連通系數(shù)設(shè)計(jì)了14個(gè)方案，不同方案的剩余油飽和度如圖1所示，并將各方案W1井與P1井的無因次連通系數(shù)與采收率的關(guān)系繪制成曲線(圖2)。

圖1 不同無因次連通系數(shù)下的剩余油飽和度

圖2 無因次連通系數(shù)與采收率關(guān)系曲線

由圖2可知[20]，無因次連通系數(shù)為0.8～1.2時(shí)，采收率變化不大，與正常滲流情況下的采收率相比變化幅度在1%之內(nèi)；無因次連通系數(shù)小于0.8時(shí)，隨著無因次連通系數(shù)的減小，采收率急劇下降；無因次連通系數(shù)大于1.2時(shí)，隨著無因次連通系數(shù)的增大，采收率明顯下降?；诖耍M(jìn)行滲流通道的劃分：無因次連通系數(shù)大于1.2時(shí)，判定為優(yōu)勢通道，建議進(jìn)行調(diào)剖、堵水；無因次連通系數(shù)為0.8～1.2時(shí)，判定為正常滲流，注采井間儲層物性基本未變化；無因次連通系數(shù)小于0.8時(shí)，判定為儲層堵塞，治理方向?yàn)樗峄舛隆?/p>

3 礦場應(yīng)用

3.1 指導(dǎo)注采連通性定量表征

BZ油田南塊位于渤海南部海域，目的層為明下段，為淺水三角洲沉積。油田屬高孔、高滲、中高黏度油田，投產(chǎn)以來一直采用注水開發(fā)方式。其中1 380砂體共有油井4口，注水井2口。2015年6月，砂體進(jìn)入中含水開發(fā)期，產(chǎn)量進(jìn)入遞減階段。截至2017年底，砂體采出程度為21.5%，區(qū)塊綜合含水已達(dá)75.0%，注水效率低。正確認(rèn)識該砂體注采井間連通性及識別滲流通道對未來開發(fā)方案的調(diào)整有重要意義。

選取1 380砂體進(jìn)行研究，整理各井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)及地質(zhì)靜態(tài)參數(shù)，利用文中研究方法分別計(jì)算出各注采井間的連通系數(shù)，并在井位圖上表示出來(圖3)，線條粗細(xì)代表注采連通系數(shù)的大小，線條越粗，連通系數(shù)越大。計(jì)算結(jié)果顯示：C11H與C15之間連通系數(shù)僅為0.1，連通性差；C11H與C12H之間的連通系數(shù)為0.5，連通性好；C11H與C13H之間的連通系數(shù)為0.4，連通性好；C17H與C15H、C16H之間的連通系數(shù)均為0.5，連通性好。

圖3 BZ油田1380砂體注采連通系數(shù)分布

3.2 指導(dǎo)優(yōu)勢滲流通道識別

為表征注采井間連通性隨時(shí)間的變化情況，根據(jù)式(6)計(jì)算出該砂體注采井間的無因次連通系數(shù)(表1)。根據(jù)計(jì)算結(jié)果可知，C11H與C12H之間的無因次連通系數(shù)為1.3，判定存在注水優(yōu)勢通道；其余注采井間的無因次連通系數(shù)均為0.8～1.2，判定為正常滲流。

表1 BZ油田1 380砂體無因次注采連通系數(shù)

針對C11H與C12H間存在注水優(yōu)勢通道的情況，對注水井C11H制訂了微球+泡沫復(fù)合調(diào)驅(qū)方案。調(diào)驅(qū)的整體思路是：①注入微球前置段塞封堵高滲通道；②注入多個(gè)泡沫調(diào)驅(qū)主段塞，實(shí)現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向，并根據(jù)實(shí)施過程中注入情況進(jìn)行調(diào)驅(qū)注入?yún)?shù)調(diào)整；③調(diào)驅(qū)結(jié)束后恢復(fù)注水，擴(kuò)大水驅(qū)平面波及體積。

首先通過室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)對起泡劑進(jìn)行優(yōu)選，然后使用CMG化學(xué)驅(qū)數(shù)值模擬軟件對影響泡沫調(diào)驅(qū)效果的氣液比、段塞體積、注入方式等關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行優(yōu)選。綜合以上參數(shù)優(yōu)選結(jié)果，設(shè)計(jì)總調(diào)驅(qū)方案：注入前置段塞體積為1.15×104m3，微球濃度為0.2%，注氣量為86.4×104m3，注液量為1.35×104m3，氣液比為1∶1，段塞式注入方式。

2017年12月對C11H實(shí)施了調(diào)驅(qū)，于2018年4月調(diào)驅(qū)措施見效，見效后砂體日產(chǎn)液基本未變化，日產(chǎn)油由332 m3/d增加至382 m3/d，措施日增油為50 m3/d，含水率由75%下降至70%，含水率下降5個(gè)百分點(diǎn)，C11H與C12H間的無因次連通系數(shù)由1.3下降至1.0，降水增油效果明顯。

截至2018年年底，該項(xiàng)研究已在渤海南部3個(gè)注水油田得到應(yīng)用，指導(dǎo)水井調(diào)剖5井次，油井酸化解堵4井次，9口井措施均明顯見效，合計(jì)日增油為214 m3/d，預(yù)計(jì)累計(jì)增油10.2×104m3。

4 結(jié) 論

(1) 推導(dǎo)出平面注采連通性定量計(jì)算新方法，該方法在阻容模型的基礎(chǔ)上，消除了注采結(jié)構(gòu)的影響，解決了前人研究中只能計(jì)算到注水貢獻(xiàn)率的局限，計(jì)算結(jié)果更符合油田生產(chǎn)實(shí)際。

(2) 提出無因次連通系數(shù)概念來定量表征注采井間連通系數(shù)隨時(shí)間的變化程度，根據(jù)無因次連通系數(shù)對采收率的影響劃分滲流通道級別，當(dāng)無因次連通系數(shù)大于1.2時(shí)，判定為優(yōu)勢通道，建議進(jìn)行調(diào)剖、堵水；當(dāng)無因次連通系數(shù)為0.8～1.2時(shí)，判定為正常滲流；當(dāng)無因次連通系數(shù)小于0.8時(shí)，判定為儲層堵塞，治理方向?yàn)樗峄舛隆?/p>

(3) 研究成果應(yīng)用在渤海南部油田，在正確反演出井間連通性的基礎(chǔ)上，成功指導(dǎo)9口井實(shí)施調(diào)剖和酸化措施，合計(jì)日增油為214 m3/d，均取得較好的降水增油效果。