劉薇薇，龔麗榮，羅福全，溫玉煥，王力那

（中國石油冀東油田分公司勘探開發(fā)研究院，河北唐山063004）

優(yōu)勢滲流通道指因地質(zhì)及開發(fā)導(dǎo)致儲集層局部形成的低阻滲流通道。 注水開發(fā)后期，注入水沿此通道形成明顯的優(yōu)勢流動而產(chǎn)生無效循環(huán)［1］。 在優(yōu)勢滲流通道發(fā)育的地層中，注入水在優(yōu)勢滲流通道中形成無效竄流，注入水效率降低，水驅(qū)波及體積減小，層內(nèi)、層間矛盾加劇，使得油井含水率快速上升，水驅(qū)動用程度降低，油藏采收率及開發(fā)效益逐漸變差。 識別優(yōu)勢滲流通道是制定油藏挖潛對策的前提［2-5］。

南堡1-29斷塊屬于層狀背斜帶氣頂?shù)臉?gòu)造油氣藏，含油層位NgⅣ②，埋深-2 200～-2 310 m，為辮狀河高孔中高滲砂巖儲層，平均孔隙度25.57%，平均滲透率462.9×10-3μm2，為常規(guī)稀油油藏。 該斷塊在開發(fā)過程中，示蹤劑、產(chǎn)吸剖面及動態(tài)資料表明油藏平面、層間及層內(nèi)三大矛盾日益加劇，油藏優(yōu)勢滲流通道普遍發(fā)育，油藏開發(fā)效果逐漸變差。為扭轉(zhuǎn)南堡1-29斷塊開發(fā)趨勢，必須先識別優(yōu)勢滲流通道，并對其進行準確描述。

1 水驅(qū)優(yōu)勢通道形成機理

油田在長期注水開發(fā)過程中，一方面由于注入水浸泡、沖刷作用，儲集層微觀屬性發(fā)生物理、化學(xué)變化，致使儲集層參數(shù)也發(fā)生變化；另一方面受儲集層非均質(zhì)性、油水黏度比、注采強度等各種參數(shù)影響而產(chǎn)生的滲流差異導(dǎo)致流體趨向于某一局部區(qū)域流動，最終在局部產(chǎn)生優(yōu)勢滲流，形成優(yōu)勢滲流通道［6-7］。

1.1 達西定律

達西定律是滲流力學(xué)的基本定律，也稱為線性滲流定律，當(dāng)滲流速度在適當(dāng)范圍內(nèi)時成立。 達西公式如式（1）、式（2）所示，從達西公式入手，在不考慮油水黏度變化因素條件下，影響油水流速的因素包括三個：滲透率（K）、相對滲透率（Kr）和壓差（Δp）［8-10］。

式中：vo為油相滲流速度，m/s；K 為滲透率，μm2；Kro為油相相對滲透率，無量綱；A 為砂層的橫截面積，m2；μo為原油黏度，Pa·s；Δp為兩個滲流截面間的折算壓差，Pa。

式中：vw為水相滲流速度，m/s；Krw為水相相對滲透率，無量綱；μw為水的黏度，Pa·s。

因此，油藏水驅(qū)流場受K、Kr和Δp三個因素共同作用，根據(jù)儲層地質(zhì)條件可以大致分為兩種類型油藏：

（1）油藏非均質(zhì)性強，高滲區(qū)域K 值極大，成為形成優(yōu)勢滲透通道的主因；該類油藏特征為具有極強平面非均質(zhì)、膠結(jié)差、存在原生或次生大孔道。

（2）油藏非均質(zhì)性強，高滲區(qū)域K 值相對較大，但無法對優(yōu)勢通道形成起決定作用，水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道的形成受控于K、Kr和Δp三個因素的綜合作用。 該類油藏特征為常規(guī)砂巖儲層，膠結(jié)好，不存在大孔道。 南堡1-29 斷塊油藏屬于該類型。

1.2 水驅(qū)優(yōu)勢通道形成機理

常規(guī)砂巖儲層水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道的形成受控于K、Kr和Δp三個因素綜合作用，水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道能否形成主要與儲層非均質(zhì)性有關(guān)。 下面從穩(wěn)定驅(qū)替和不穩(wěn)定驅(qū)替兩種油藏類型來分析水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道形成機理。 將穩(wěn)定驅(qū)替油藏定義為油藏規(guī)則井網(wǎng)+同步注采+穩(wěn)定工作制度；不穩(wěn)定驅(qū)替油藏定義為油藏不規(guī)則井網(wǎng)+注采不同步+不穩(wěn)定工作制度。 對穩(wěn)定驅(qū)替油藏來說，當(dāng)油藏生產(chǎn)條件為規(guī)則井網(wǎng)+同步注采+穩(wěn)定工作制度時，油藏壓力保持水平高，能夠?qū)崿F(xiàn)穩(wěn)壓開采；對于不穩(wěn)定驅(qū)替油藏來說，當(dāng)生產(chǎn)條件為不規(guī)則井網(wǎng)+注采不同步+不穩(wěn)定工作制度時，油藏壓力保持水平差，油藏壓力波動大。

因此，針對穩(wěn)定驅(qū)替油藏，生產(chǎn)壓差Δp對水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道形成影響小，可以忽略該因素的影響，滲透率成為水驅(qū)優(yōu)勢通道形成的主要因素，儲層非均質(zhì)性可導(dǎo)致注入水優(yōu)先沿高滲透層或高滲透條帶流動，這種長期不均衡流動導(dǎo)致高滲透層水洗程度明顯比低滲透層高，而且這種差異隨著注入體積倍數(shù)增加逐步擴大，當(dāng)注入體積倍數(shù)達到一定程度后，優(yōu)勢流動部位就形成了優(yōu)勢滲流通道。 另外，儲集層內(nèi)韻律性導(dǎo)致流體縱向竄流，受油水黏度差異及強注強采的影響，隨注入體積倍數(shù)增加，高低滲透層差異變化更加明顯，高滲透層也容易形成優(yōu)勢滲流通道［10］。

針對不穩(wěn)定驅(qū)替油藏，油藏壓力大幅波動形成復(fù)雜的壓力分布場，生產(chǎn)壓差成為優(yōu)勢滲流通道形成的關(guān)鍵因素，滲透率因素影響次之。

1.2.1 不穩(wěn)定驅(qū)替

南堡1-29 斷塊東部區(qū)域109 斷塊水淹嚴重，由于該斷塊生產(chǎn)井投產(chǎn)時間不同，為不規(guī)則三角形井網(wǎng)，工作制度不穩(wěn)定，具備典型的不穩(wěn)定驅(qū)替條件，生產(chǎn)壓差Δp為形成優(yōu)勢滲透通道的關(guān)鍵因素，從開發(fā)歷程中選取4 個時間點進行壓力分布狀況分析，從油藏數(shù)值模擬結(jié)果中提取了4 個時間節(jié)點的壓力分布狀況圖，如圖1 所示。

從圖中可以看出，對于不穩(wěn)定驅(qū)替油藏，開采過程中會形成大的壓降漏斗，將直接影響水驅(qū)流向和流場分布；受壓力場變化影響，水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道的形成和發(fā)展受時間變化，具有時變性。

1.2.2 穩(wěn)定驅(qū)替

對于穩(wěn)定驅(qū)替油藏，生產(chǎn)壓差對水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道控制作用減弱，因此，優(yōu)勢滲流通道主要影響因素為K 和Kr。

圖1 不同時間節(jié)點壓力分布狀況

穩(wěn)定驅(qū)替條件下，忽略壓差和黏度影響，可以得到［9-10］：

由于水相相對滲透率是含水飽和度的函數(shù)（Krw=f（Sw）），由此可以得到［9-10］：

式中：Sw為含水飽和度，小數(shù)。

因此，影響水驅(qū)速度vw的兩個關(guān)鍵因素為K 和Sw，其中，滲透率K 為靜態(tài)參數(shù)，含水飽和度Sw為動態(tài)變化參數(shù)，具有時變性。

除了滲透率，含水飽和度Sw的分布狀況對水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道形成具有關(guān)鍵控制作用。 從油水相對滲透率曲線和油水相對滲透率比值隨含水飽和度變化曲線可以看出，含水飽和度對水驅(qū)優(yōu)勢通道的影響包括兩方面：（1）Sw越大，水相相對滲透率越大，水驅(qū)速度越大，容易形成水驅(qū)優(yōu)勢通道；（2）Sw越大，水油相對滲透率比值越大，水油流度比越大，越容易形成水驅(qū)優(yōu)勢通道（見圖2）。

另外，油水相對滲透率比值隨含水飽和度變化曲線存在明顯拐點，隨含水飽和度增加，水油流度比增大， 對水驅(qū)優(yōu)勢通道控制作用增強。 當(dāng)Sw＞0.6時，含水飽和度對水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道的控制作用尤為明顯。

圖2 油水相對滲透率比值隨含水飽和度變化曲線

1.2.3 水驅(qū)優(yōu)勢通道分布規(guī)律

由于含水飽和度Sw分布狀況受到儲層物性、重力作用等因素綜合影響［12-14］，因此，依據(jù)水驅(qū)優(yōu)勢通道兩個影響因素K 和Sw的變化規(guī)律，可以大致劃分出三類水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道模式，見表1。

表1 水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道成因分類

由于含水飽和度Sw是動態(tài)變化參數(shù)，見水早的區(qū)域容易形成水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道［15-16］；油藏見水時間的早晚受壓力場、滲透率場和重力場的多重作用，因此，水驅(qū)優(yōu)勢通道主要依靠油藏數(shù)值模擬方法研究。

結(jié)合油藏數(shù)值模擬結(jié)果與儲層滲透率分布狀況，給出南堡109 斷塊三種類型水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道分布規(guī)律：

（1）K 值大，Sw大：以NgⅣ②6 小層中上部為例；

（2）K 值小，Sw大：以NgⅣ②6 小層底部為例；

（3）K 值大，Sw小：以NgⅣ②6 小層頂部為例。

2 水驅(qū)優(yōu)勢通道綜合識別

2.1 識別條件

優(yōu)勢滲流通道形成時，注水井的注入動態(tài)、采油井的生產(chǎn)動態(tài)以及生產(chǎn)參數(shù)上都會發(fā)生明顯變化，主要表現(xiàn)在以下8 個方面：（1）注水井注水量變化對油井產(chǎn)液量影響明顯；（2）注水井吸水指數(shù)和油井采液指數(shù)變化明顯；（3）部分油井含水上升快，采出程度低，剩余油富集；（4）存水率低；（5）油井井底壓力上升，注水井井底壓力下降；（6）井組注采比變化明顯；（7）示蹤劑監(jiān)測結(jié)果表明部分井組井間滲透率是初期滲透率的2～3 倍，滲透率突進系數(shù)大于3；（8）水淹非均質(zhì)嚴重，形成明顯底部水淹型。 通過以上參數(shù)對比，基本可以判定某井周圍是否有異常［17］。 根據(jù)實際生產(chǎn)情況，基本可以判斷異常是竄槽還是大孔道造成［17］。

目前南堡1-29 斷塊注采井網(wǎng)完善，砂體連通性好，能夠形成有效驅(qū)替，但非均質(zhì)性強，平面、層內(nèi)及層間三大矛盾突出；區(qū)塊高含水低采出，注水低效、無效循環(huán)嚴重，存水率下降，開發(fā)效果差。 大量水井吸水剖面資料表明，縱向上，層內(nèi)底部儲層滲透率要好，吸水強度大；層間動用程度差異較大，儲層中下部吸水強度大，主要吸水產(chǎn)液層為NgⅣ②6，形成水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道的可能性最大；平面上，水驅(qū)矛盾突出，注水井指進嚴重，滲透率相對較高的區(qū)域，注采強度大，是水驅(qū)形成優(yōu)勢通道的區(qū)域。示蹤劑監(jiān)測表明，部分井組井間滲透率是初期滲透率的2～3 倍，滲透率突進系數(shù)大于3，已形成優(yōu)勢滲流通道，主體斷塊水淹嚴重，穩(wěn)產(chǎn)難度大。

從生產(chǎn)動態(tài)上還可以看出，累積產(chǎn)液量與累積注水量具有很好的相關(guān)性，累積注水量大小是形成水流優(yōu)勢通道最根本、最直接的原因之一。NgⅣ②6小層注入量大，累產(chǎn)液量就大，形成水流優(yōu)勢通道的井就越多。

2.2 研究思路

以南堡1-29 斷塊為例，以注采井組為單元，以Rdos 柵狀數(shù)值模擬方法為主，計算注采井組間的水驅(qū)流場，以地質(zhì)、生產(chǎn)動態(tài)、產(chǎn)吸剖面、試井等識別方法為輔，用其定性識別結(jié)果校正Rdos 模擬，綜合識別研究區(qū)水流優(yōu)勢通道。 水驅(qū)優(yōu)勢通道綜合判別思路和方法如圖3 所示。

動態(tài)識別主要根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)響應(yīng)進行分析，Rdos 柵狀數(shù)值模擬通過結(jié)合地質(zhì)模型，在模擬中加入產(chǎn)液、吸水剖面數(shù)據(jù)和早期認識，可以實現(xiàn)較準確的動態(tài)優(yōu)勢通道識別。

2.3 歷史擬合

在地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，補充流體性質(zhì)與生產(chǎn)動態(tài)，根據(jù)滲流力學(xué)原理自適應(yīng)地模擬生產(chǎn)過程中油水流動，對比計算結(jié)果與實測資料，自動進行參數(shù)修正與歷史擬合，最終得到當(dāng)前的剩余油分布。 在模擬過程中，注采單元按小層劃分，并隨著生產(chǎn)過程進行動態(tài)調(diào)整。 嚴格限定水井的注水量和油井的產(chǎn)液量，自動擬合油井含水。 另外，動態(tài)監(jiān)測資料的應(yīng)用修正了地質(zhì)模型不足，模擬過程中水量劈分更準確。 油藏指標重點擬合油藏含水和壓力變化規(guī)律。 此次生產(chǎn)歷史擬合時間從2007 年6 月至2017年8 月， 通過模型調(diào)整后的擬合精度滿足模擬要求，區(qū)塊及單井?dāng)M合率均達95%以上。 圖4 為南堡1-29 全區(qū)含水率、累產(chǎn)油歷史擬合結(jié)果。

圖3 水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道綜合判別思路和方法

圖4 含水率與累產(chǎn)油歷史擬合結(jié)果

2.4 水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道分布

Rdos 數(shù)值模擬得到的NgⅣ②3，5，6 小層和疊合后的流管分布結(jié)果如圖5～8 所示， 圖中流管顏色、粗細分別表示含水率及累產(chǎn)注量大小，藍色代表含水100%，紅色代表含水50%。 從圖中可以看出，全區(qū)主力斷塊1-29 和109 斷塊注采相對比較完善，階段累計注入量比較高，流量較大；油層中上部NgⅣ②3，5 小層流管分布和流量相對底部流管均勻，油層底部NgⅣ②6 小層存在高滲通道和大孔道。 綜合來看，南堡109 斷塊NgⅣ②6 小層優(yōu)勢滲流通道最為發(fā)育。

將校正后的Rdos 模擬流管圖與示蹤劑監(jiān)測結(jié)果和油藏數(shù)值模擬剩余油分布研究結(jié)果進行對比，強優(yōu)勢滲流通道的符合率較高，模擬結(jié)果可靠，可用于現(xiàn)場應(yīng)用。

目前西部區(qū)域1-29 斷塊導(dǎo)管架多數(shù)井關(guān)井，東部區(qū)域109 斷塊水淹嚴重，水流優(yōu)勢通道發(fā)育，平面上主要分布于東北方向。

圖5 NgⅣ②3 流管分布

圖6 NgⅣ②5 流管分布

圖7 NgⅣ②6 流管分布

圖8 疊合后流管分布

結(jié)合Rdos 柵狀數(shù)值模擬結(jié)果，通過分析本層滲透率、滲透率級差、累計注水量、注水強度、產(chǎn)液量、吸水強度等相關(guān)因素的權(quán)重比例，繪制了NgⅣ②6-1 小層優(yōu)勢滲流通道分布圖（見圖9）。 結(jié)合各小層及疊合流管分布結(jié)果， 可以看出南堡1-29 斷塊優(yōu)勢滲流通道比較發(fā)育。

圖9 優(yōu)勢滲流通道分布

3 實際應(yīng)用及效果

數(shù)值模擬及研究結(jié)果表明，在109 井區(qū)內(nèi)大范圍水淹，該井區(qū)內(nèi)有很多對注采井對間存在優(yōu)勢滲流通道（見圖10）。 針對研究井區(qū)，開展了以挖潛剩余油為主的深部調(diào)驅(qū)措施，調(diào)驅(qū)體系為高強度交聯(lián)聚合物調(diào)剖體系+水驅(qū)流向改變劑調(diào)剖體系+復(fù)合絮凝調(diào)剖體系，取得了較好的增油效果。

圖10 南堡109 斷塊平面含油飽和度分布（NgⅣ②6）

如注水井NP12-X77 井采取深部調(diào)驅(qū)措施后，對應(yīng)油井NP12-86 井的含水率從97.3%降為86.4%，產(chǎn)油量從0.9 t/d 上升到4.6 t/d，日增油3.7 t。 實施深部調(diào)驅(qū)后，剖面吸水狀況變好，緩解了平面、層內(nèi)矛盾，整個斷塊控水穩(wěn)油效果明顯，但老井產(chǎn)量遞減依然較大，穩(wěn)產(chǎn)形勢嚴峻。

鑒于各小層層間差異和注采不均衡狀況，采取一套井網(wǎng)，分層開發(fā)方式。 針對NgⅣ②3 小層目前壓力低狀況， 實施注水恢復(fù)壓力； 針對NgⅣ②5，6小層整體實施多段塞深部調(diào)剖調(diào)驅(qū)方案，待NgⅣ②3 小層壓力恢復(fù)后，再針對NgⅣ②3 實施調(diào)剖調(diào)驅(qū)。

4 結(jié)論及建議

（1）平面水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道受儲層滲透率、油水相對滲透率和壓力場變化共同影響，不穩(wěn)定驅(qū)替條件下，油藏壓力場變化是優(yōu)勢滲流通道形成的主要因素；穩(wěn)定驅(qū)替條件下，水驅(qū)優(yōu)勢通道受含水飽和度和儲層滲透率雙重作用的影響。

（2）依據(jù)滲透率和含水飽和度，劃分出三類水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道模式；南堡109 斷塊NgⅣ②6 小層優(yōu)勢滲流通道最為發(fā)育； 繪制了南堡1-29 斷塊NgⅣ②6-1 小層優(yōu)勢滲流通道分布圖； 在南堡109 斷塊實施了深部調(diào)驅(qū)措施，見到了明顯增油降水效果。

（3）在動靜結(jié)合基礎(chǔ)上，充分利用示蹤劑、相滲曲線和數(shù)模結(jié)果，實現(xiàn)定量刻畫優(yōu)勢通道及多因素綜合分析，逐層刻畫水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道分布特征是下步主要研究方向。