張海燕，劉海成，肖 武，張 超，賴書敏

（中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257015）

目前，流場調(diào)整開發(fā)技術(shù)主要研究方向集中在兩個方面。一是針對油藏中流體滲流特征、優(yōu)勢流場識別及表征[1-8]的研究較多，可以直觀展現(xiàn)油藏流場分布，描述大孔道的位置和發(fā)育狀況，實現(xiàn)了對油藏流場的定性＋半定量化描述。二是針對礦場如何進行流場調(diào)整[9-17]的研究較多，形成了井網(wǎng)調(diào)整轉(zhuǎn)流線、協(xié)調(diào)注采引流線、綜合治理均衡流場、多級細分調(diào)剖面、注采耦合調(diào)流線等多種流場調(diào)整技術(shù)模式。而恰恰是這兩者的中間環(huán)節(jié)，流場驅(qū)替不均衡至何種程度需要進行流場調(diào)整有效改善油藏開發(fā)效果，即油藏流場調(diào)整技術(shù)實施必要性的定量評價尚沒有依據(jù)可循。鑒于此，本文提出一種綜合的、多維度油藏流場調(diào)整必要性的定量評價方法，為礦場開發(fā)生產(chǎn)實踐合理制定開發(fā)策略、改善油藏開發(fā)效果提供技術(shù)支撐。

1 流場調(diào)整必要性評價維度

開發(fā)實踐表明，物質(zhì)基礎(chǔ)和開發(fā)矛盾突出是礦場實施開發(fā)調(diào)整兩個必備條件。針對流場調(diào)整技術(shù)而言，首先需要確定地下有足夠的剩余油潛力，確保實施流場調(diào)整可以改善開發(fā)效果，即從剩余油物質(zhì)基礎(chǔ)角度明確流場調(diào)整的必要性。其次，根據(jù)流場調(diào)整技術(shù)內(nèi)涵（針對流線長期固定、高耗水層帶發(fā)育，通過利用老井轉(zhuǎn)變流線，縱向調(diào)控高耗水層段、平面調(diào)控高耗水帶，有效調(diào)整流場實現(xiàn)油藏均衡驅(qū)替）可知：流場調(diào)整解決的突出開發(fā)矛盾是高耗水層帶導(dǎo)致的油藏驅(qū)替不均衡。即需要從油藏均衡驅(qū)替狀況角度明確流場調(diào)整的必要性。最后，需要明確油水井注采現(xiàn)狀是否滿足油藏均衡驅(qū)替的要求，即從注采現(xiàn)狀與均衡驅(qū)替匹配性角度明確流場調(diào)整的必要性。綜上所述，流場調(diào)整必要性評價維度包括剩余油物質(zhì)基礎(chǔ)、油藏均衡驅(qū)替狀況和注采現(xiàn)狀與均衡驅(qū)替匹配性3個方面。3個評價維度層層遞進，對流場調(diào)整技術(shù)實施與否而言，缺一不可。

2 不同評價維度的表征指標(biāo)

2.1 剩余油物質(zhì)基礎(chǔ)表征指標(biāo)

一方面，通過目前采收率與理論采收率的差距（提高采收率潛力），可以判斷是否具有開發(fā)調(diào)整的剩余油物質(zhì)基礎(chǔ)。另一方面，單控剩余地質(zhì)儲量是剩余油飽和度的函數(shù)，可以全面、客觀的反映油藏剩余潛力。因此，將提高采收率潛力和單控剩余地質(zhì)儲量作為剩余油物質(zhì)基礎(chǔ)表征指標(biāo)。

2.2 油藏均衡驅(qū)替狀況表征指標(biāo)

通常用數(shù)模研究得到的擬滲流阻力級差表征油藏驅(qū)替均衡程度。鑒于擬滲流阻力級差反映的是飽和度差異，而飽和度差異是由累積開采強度差異導(dǎo)致的。因此，引入累積開采強度差異指標(biāo)（累積采液強度變異系數(shù)、累積采油強度變異系數(shù)），作為油藏均衡驅(qū)替狀況判識指標(biāo)。值得一提的是，礦場大范圍評價變流線調(diào)整潛力時，很多開發(fā)單元無法提供即時的數(shù)值模擬研究成果，則無法用擬滲流阻力級差指標(biāo)進行潛力評價。而累積開采強度差異指標(biāo)應(yīng)用礦場數(shù)理統(tǒng)計方法易于獲取，提高了潛力評價工作的可行性和效率。

2.3 注采現(xiàn)狀與均衡驅(qū)替匹配性表征指標(biāo)

壓力梯度場能較好地反映油藏當(dāng)前注采井網(wǎng)及注采政策，擬滲流阻力場能較好的反映油藏驅(qū)替均衡程度，因此，選用壓力梯度場和擬滲流阻力場作為注采現(xiàn)狀與均衡驅(qū)替匹配性表征指標(biāo)。采用Tanimoto系數(shù)法，將場分布參數(shù)轉(zhuǎn)化為兩個n維向量，求解兩個向量的相似度大小，表征壓力梯度場與擬滲流阻力場相似度（以下簡稱兩場相似度），用于評價注采現(xiàn)狀與均衡驅(qū)替匹配性。

綜上所述，物質(zhì)基礎(chǔ)表征指標(biāo)包括提高采收率潛力和單控剩余地質(zhì)儲量；驅(qū)替均衡狀況表征指標(biāo)包括擬滲流阻力級差、累積采液強度變異系數(shù)和累積采油強度變異系數(shù)；注采現(xiàn)狀與均衡驅(qū)替匹配性表征指標(biāo)包括兩場相似度。

3 表征指標(biāo)的評價標(biāo)準(zhǔn)

3.1 物質(zhì)基礎(chǔ)表征指標(biāo)的評價標(biāo)準(zhǔn)

礦場已實施流場調(diào)整的16個開發(fā)單元數(shù)據(jù)統(tǒng)計表明：調(diào)整前采收率分布區(qū)間為45.0%～57.6%，平均值為49.9%；室內(nèi)實驗得到的理論采收率分布區(qū)間為65.7%～72.1%，平均值為67.3%。實際采收率與理論測算相比，采收率提高潛力分布區(qū)間為13.5%～20.6%，平均值為17.4%。綜合考慮最小提高潛力和平均提高潛力，將采收率提高潛力≥15%作為該指標(biāo)的評價標(biāo)準(zhǔn)；上述開發(fā)單元調(diào)整前單井控制剩余地質(zhì)儲量分布區(qū)間5.0萬～17.7萬噸/口，平均值9.0萬噸/口。綜合考慮最小單井控制剩余地質(zhì)儲量和平均單井控制剩余地質(zhì)儲量，將單井控制剩余地質(zhì)儲量≥7萬噸/口作為該指標(biāo)的評價標(biāo)準(zhǔn)。

3.2 油藏均衡驅(qū)替狀況表征指標(biāo)的評價標(biāo)準(zhǔn)

應(yīng)用油藏數(shù)值模擬研究擬滲流阻力級差指標(biāo)評價標(biāo)準(zhǔn)。以AANg3–4單元為例，根據(jù)相似性準(zhǔn)則，建立了反映中高滲典型區(qū)塊平均滲透率、平均有效厚度等特點的相似模型，主要參數(shù)見表1，縱向上兩個小層，分別設(shè)置為6注3采正對行列式井網(wǎng)和傾斜45（°）的6注6采正對行列式井網(wǎng)（見圖1），采液速度10%。

圖1 AANg3–4單元相似概念模型示意

表1 AANg3-4單元概念模型分層參數(shù)

在礦場30余個開發(fā)單元油水井注采強度分析、明確礦場實際注采強度差異狀況的基礎(chǔ)上，設(shè)置6組不同注采方案，模擬至相同采出程度40%作為基礎(chǔ)方案。該方案能夠較好地反映不同注采條件下，油藏流場分布的差異狀況，為流場調(diào)整政策界限制定奠定基礎(chǔ)。

基于上述基礎(chǔ)方案，首先計算不同注采方案采出程度40%時刻下的擬滲流阻力級差；再模擬不同擬滲流阻力級差條件下實施流場調(diào)整，生產(chǎn)10年對開發(fā)效果的影響。

根據(jù)模擬結(jié)果，繪制擬滲流阻力級差與采出程度提高幅度關(guān)系（見圖2）。由圖2可知，滲流阻力級差越大，即油藏驅(qū)替越不均衡，實施流場調(diào)整后提高采出程度效果越顯著，且相對關(guān)系曲線存在明顯拐點。即當(dāng)擬滲流阻力級差＜2.5時，采出程度提高幅度有限；當(dāng)擬滲流阻力級差＞2.5時，采出程度提高幅度明顯。因此，將擬滲流阻力級差＞2.5作為油藏均衡驅(qū)替狀況的數(shù)值模擬指標(biāo)評價標(biāo)準(zhǔn)。

圖2 擬滲流阻力級差與采出程度提高幅度關(guān)系

基于上述擬滲流阻力級差研究成果，分別選取河流相典型單元和三角洲相典型單元開展數(shù)值模擬研究，模擬擬滲流阻力級差與累積采液強度變異系數(shù)和累積采油強度變異系數(shù)的相關(guān)關(guān)系（見圖3、圖4）。結(jié)果表明：擬滲流阻力級差為2.5時，累積采液強度變異系數(shù)為0.90，累積采油強度變異系數(shù)為1.0。因此，將累積采液強度變異系數(shù)＞0.9和累積采油強度變異系數(shù)＞1.0作為油藏均衡驅(qū)替狀況的礦場統(tǒng)計指標(biāo)評價標(biāo)準(zhǔn)。

圖3 擬滲流阻力級差與累積采液強度變異系數(shù)關(guān)系

圖4 擬滲流阻力級差與累積采油強度變異系數(shù)關(guān)系

3.3 注采現(xiàn)狀與均衡驅(qū)替匹配性表征指標(biāo)的評價標(biāo)準(zhǔn)

基于上述6個基礎(chǔ)方案，首先采用Tanimoto系數(shù)法計算不同注采方案采出程度40%時刻下兩場相似度；再模擬不同兩場相似度條件下實施流場調(diào)整，生產(chǎn)10年對開發(fā)效果的影響。

根據(jù)模擬結(jié)果，繪制兩場相似度與采出程度提高幅度關(guān)系（見圖5）。由圖5可知，兩場呈現(xiàn)明顯的“負向”匹配性關(guān)系，兩場相似度＞0.6時，兩場基本匹配，采出程度提高幅度不顯著；兩場相似度＜0.6時，兩場不匹配，采出程度提高幅度顯著。因此，將兩場相似度＜0.6作為注采現(xiàn)狀與流場匹配性的評價標(biāo)準(zhǔn)。

圖5 兩場相似度與采出程度提高幅度關(guān)系

綜上所述，特高含水期流場調(diào)整潛力資源篩選評價標(biāo)準(zhǔn)均已實現(xiàn)量化表征，見表2。

表2 流場調(diào)整必要性評價依據(jù)

4 礦場應(yīng)用

勝利油田開發(fā)單元BB，縱向含油小層發(fā)育，層間非均質(zhì)性強，儲層平均滲透率2 070 mD。截至2017年底，標(biāo)定采收率40.6%，比室內(nèi)實驗測得的驅(qū)油效率低20.7%，單控剩余地質(zhì)儲量12.5萬噸/口，累積采液強度變異系數(shù)1.36，累積采油強度變異系數(shù)1.79，兩場相似度0.42。2018年實施了以變流線為核心的流場調(diào)整：老井改層、轉(zhuǎn)注等完善井網(wǎng)；行列正對注采井網(wǎng)調(diào)整為行列交錯注采井網(wǎng)，注采流線調(diào)整45（°）。實施調(diào)整后，綜合含水由95.6%下降到94.9%，下降了0.7個百分點；日產(chǎn)油水平由87.7 t/d升至114.8 t/d，增加了27.1 t/d；水驅(qū)控制程度由72.9%提高到90.7%，采收率由40.6%提高到43.4%，提高了2.8個百分點，水驅(qū)開發(fā)效果明顯改善。

此外，統(tǒng)計礦場開發(fā)單元開發(fā)狀況指標(biāo)，與3個維度表征指標(biāo)的評價標(biāo)準(zhǔn)進行對比分析，明確礦場具有實施變流線調(diào)整潛力的開發(fā)單元，見表3。

表3 可實施流場調(diào)整單元統(tǒng)計

5 結(jié)論

特高含水期油藏非均質(zhì)加劇、高耗水層帶發(fā)育，基于老井的流場調(diào)整成為老油田效益開發(fā)的主導(dǎo)開發(fā)技術(shù)。本文充分考慮流場調(diào)整技術(shù)內(nèi)涵，提出了流場調(diào)整必要性評價的3個維度（剩余油物質(zhì)基礎(chǔ)、油藏均衡驅(qū)替狀況和注采開發(fā)現(xiàn)狀與流匹配性）、各個維度的表征指標(biāo)以及各指標(biāo)的評價標(biāo)準(zhǔn)。并依據(jù)建立的評價體系，篩選確定了礦場具有調(diào)整潛力的開發(fā)單元，為特高含水期實施油藏流場調(diào)整改善油藏開發(fā)效果提供了可靠技術(shù)支撐。