劉海成

（中國(guó)石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營(yíng) 257015）

進(jìn)入特高含水期油藏的剩余油分布更加復(fù)雜、剩余油富集區(qū)減小，在特高含水和低油價(jià)雙重壓力下，仍以投資新井來(lái)實(shí)現(xiàn)變流線調(diào)整的方式難以持續(xù)，依靠常規(guī)的調(diào)整挖潛措施改善開發(fā)效果的難度加大。為進(jìn)一步提高特高含水期油藏水驅(qū)采收率，改善平面、縱向動(dòng)用差異，學(xué)者們?cè)谑噶块_發(fā)調(diào)整、變流線調(diào)整、細(xì)分層系、層系重組等方面開展了大量研究［1-4］。在特高含水期，利用多層系油藏現(xiàn)有井網(wǎng)進(jìn)行變流線調(diào)整，實(shí)現(xiàn)低油價(jià)下老油田效益開發(fā)，是特高含水期油藏延長(zhǎng)經(jīng)濟(jì)壽命期的關(guān)鍵［5］。勝利油區(qū)孤島油田西區(qū)北Ng3-4 區(qū)塊1976 年開始實(shí)施反九點(diǎn)井網(wǎng)兩層系合采，1990 年后整體加密為正對(duì)行列井網(wǎng)，經(jīng)過(guò)40 多年的開發(fā)，目前已進(jìn)入特高含水后期開發(fā)階段［6］。為此，該區(qū)塊開展層系井網(wǎng)互換試驗(yàn)，通過(guò)轉(zhuǎn)變層系的井網(wǎng)，改變液流方向，擴(kuò)大波及體積，互換后取得一定的開發(fā)效果，但單井效果差異較大［7-8］。大慶油區(qū)從井網(wǎng)開發(fā)現(xiàn)狀、存在問(wèn)題及油層動(dòng)用狀況等方面，開展了杏四—六北區(qū)塊一次加密井網(wǎng)2 套層系（薩爾圖、葡14 及以下油層）互換可行性研究［9］，但未開展層系互換后油井見效差異的研究。為此，筆者從注采系統(tǒng)控制油藏耗水率的角度，開展變流線致效機(jī)制研究，分析油井不同見效特征的原因，結(jié)合井網(wǎng)與剩余油的配置關(guān)系，總結(jié)提煉出4種見效模式，為同類油藏變流線調(diào)整提供指導(dǎo)。

1 地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀

勝利油區(qū)孤島油田西區(qū)北是以新近系館陶組疏松砂巖為儲(chǔ)層的大型披覆背斜構(gòu)造整裝普通稠油油藏，其主要地質(zhì)特征包括：①儲(chǔ)層物性較好，屬于高孔高滲透油藏，但非均質(zhì)性較強(qiáng)。②縱向上含油小層多，井段長(zhǎng)，主力層砂體厚度大，延伸距離遠(yuǎn)，非主力層砂體發(fā)育零散（圖1）。③上層系Ng3、下層系Ng4 均發(fā)育一套厚油層，Ng35和Ng44砂體厚度平均為10～12 m，平均有效厚度為9 m。④層系間隔層發(fā)育穩(wěn)定，平均厚度為3.4 m，上、下層系僅在試驗(yàn)區(qū)東部存在連通區(qū)，占全區(qū)面積的7%。

圖1 孤島油田西區(qū)北Ng3-4油藏剖面（EW向）Fig.1 Profile of Ng3-4 reservoir in north of west area of Gudao Oilfield（east-west direction）

主要開發(fā)現(xiàn)狀為：①上、下層系井網(wǎng)長(zhǎng)期未調(diào)整，注采流線固定。研究區(qū)1990 年細(xì)分為Ng3 和Ng4 共2 套開發(fā)層系。②上、下層系井網(wǎng)注采流線差異較大、角度較大。上層系采用北偏西30°行列井網(wǎng)，下層系采用北偏東10°行列井網(wǎng)，2 套層系井網(wǎng)夾角為40°（圖2）。③上、下層系動(dòng)用狀況及剩余油分布存在較大差異。受儲(chǔ)層物性及非均質(zhì)性的影響，油藏層系間注采狀況以及主力層與非主力層的采出狀況均差異較大［10-13］。

圖2 孤島油田西區(qū)北Ng3-4層系疊合井網(wǎng)Fig.2 Superimposed well pattern of Ng3-4 strata in north of west area of Gudao Oilfield

研究區(qū)剩余油總體呈普遍分布、局部富集［14］的特點(diǎn)。受沉積相和注采流線等因素影響，由2012年以來(lái)剩余油新井飽和度統(tǒng)計(jì)得知，平面上剩余油飽和度差異大，水井排及主流線剩余油飽和度相對(duì)較低（30%～40%），油井排及斷層邊部剩余油飽和度高（40%～50%）；不同層系同一井點(diǎn)處于不同流線部位，剩余油飽和度差異也較大。以孤島西5-斜檢131 取心井為例，該井位于上層系非主流線位置的剩余油飽和度為41%，位于下層系主流線上的剩余油飽和度僅為25.2%。低剩余油飽和度主流線區(qū)域表現(xiàn)為明顯的高耗水特征，注水利用率低。

2 層系井網(wǎng)互換變流線調(diào)整技術(shù)

層系井網(wǎng)互換變流線調(diào)整技術(shù)是針對(duì)縱向多層系油藏流線固定、不同層系間井網(wǎng)形式交錯(cuò)及動(dòng)用狀況差異大的問(wèn)題，考慮充分利用老井，以提高油藏采收率和延長(zhǎng)油藏經(jīng)濟(jì)壽命期為目標(biāo)，通過(guò)層系井網(wǎng)互換變流線、側(cè)鉆避高耗水層帶、注采結(jié)構(gòu)調(diào)整，改變液流方向，抑制高耗水層帶，實(shí)現(xiàn)多層系油藏井網(wǎng)綜合利用變流線而采用的調(diào)整技術(shù)。

層系井網(wǎng)互換方式、流線轉(zhuǎn)變角度、油井相對(duì)位移等因素影響著變流線調(diào)整的效果，通過(guò)建立孤島油田西區(qū)北典型正對(duì)行列式井網(wǎng)，研究層系井網(wǎng)互換方式（圖3）、流線轉(zhuǎn)變角度及油井相對(duì)位移對(duì)變流線調(diào)整效果的影響，建立變流線技術(shù)政策界限圖版（圖4）。研究結(jié)果表明：在層系井網(wǎng)互換調(diào)整過(guò)程中，油水井同時(shí)實(shí)施及先水井后油井效果均較好，且層系井網(wǎng)互換后流線轉(zhuǎn)變角度約為50°、油井相對(duì)位移大于半個(gè)注采井距能獲得較好的變流線調(diào)整效果。

圖3 不同層系井網(wǎng)互換方式的含水率變化Fig.3 Water cut variation curves of different layer and well pattern interchange modes in different strata

圖4 變流線技術(shù)政策界限圖版Fig.4 Boundary chart of technology policy on variable streamlines

3 油井致效機(jī)制

馮其紅等基于流線模型引入瞬時(shí)流場(chǎng)潛力系數(shù)評(píng)價(jià)流場(chǎng)調(diào)整效果［14］，但未能反映出轉(zhuǎn)流線對(duì)抑制油藏耗水率的影響。而特高含水后期油藏高飽和度剩余油富集區(qū)域規(guī)模越來(lái)越小，油藏發(fā)育明顯的高耗水層帶，影響轉(zhuǎn)流線后的油井效果的主要致效原因是注采系統(tǒng)對(duì)高耗水區(qū)域的控制程度。分別選取驅(qū)替壓力梯度和水油滲流速度比作為特高含水期油藏轉(zhuǎn)流線調(diào)整開發(fā)效果評(píng)價(jià)的判識(shí)參數(shù)。采用Tanimoto 系數(shù)法求解2 個(gè)判識(shí)參數(shù)場(chǎng)間的向量相似度，來(lái)衡量驅(qū)替壓力梯度參數(shù)場(chǎng)和水油滲流速度比參數(shù)場(chǎng)間的匹配性關(guān)系，通過(guò)匹配性評(píng)價(jià)參數(shù)可判斷轉(zhuǎn)流線效果。其中，驅(qū)替壓力梯度參數(shù)場(chǎng)，由達(dá)西公式推導(dǎo)可得i方向的驅(qū)替壓力梯度表達(dá)式為：

同理，得到j(luò)和k方向的驅(qū)替壓力梯度表達(dá)式為：

則任意網(wǎng)格驅(qū)替壓力梯度表達(dá)式為：

水油滲流速度比參數(shù)場(chǎng)的計(jì)算式為：

將驅(qū)替壓力梯度參數(shù)場(chǎng)及水油滲流速度比參數(shù)場(chǎng)處理成向量，采用Tanimoto 系數(shù)法計(jì)算其相似度，其表達(dá)式為：

引入耗水控制指數(shù)表征注采系統(tǒng)抑制高耗水層帶的程度，其表達(dá)式為：

該方法計(jì)算的耗水控制指數(shù)范圍為［0，1］，耗水控制指數(shù)越趨向于1，表明當(dāng)前注采政策越合理，油藏耗水率越低。

4 油井見效模式

孤島油田西區(qū)北Ng3-4 實(shí)施層系井網(wǎng)互換調(diào)整后，日增油量為39.8 t/d，含水率下降2.4%，運(yùn)行成本降低183 元/t，整體調(diào)整效果顯著，但單井效果相差較大。井網(wǎng)互換后油井耗水控制指數(shù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果（圖5）表明，互換后油井所在注采單元耗水控制指數(shù)差異較大，反映變流線調(diào)整后井網(wǎng)對(duì)高耗水層帶的控制程度差異大，導(dǎo)致變流線調(diào)整后油井的見效特征不同。

圖5 井網(wǎng)互換后油井耗水控制指數(shù)統(tǒng)計(jì)Fig.5 Statistics of water consumption control indexes in oil wells after layer and well pattern interchange

孤島油田層系井網(wǎng)互換方案制定和實(shí)施的根本目的是通過(guò)層系井網(wǎng)互換調(diào)整油井附近流場(chǎng)，從而改善油井的生產(chǎn)效果，并能達(dá)到快速見效［15-19］。但通過(guò)油井開發(fā)動(dòng)態(tài)分析可知，層系井網(wǎng)互換后的見效狀況并不一致，耗水控制指數(shù)高的井區(qū)井網(wǎng)對(duì)剩余油控制程度高，高耗水層帶不發(fā)育或得到有效抑制，轉(zhuǎn)流線見效快。研究將層系井網(wǎng)互換后油井見效模式歸納為即時(shí)見效型、滯后見效型、反復(fù)見效型和無(wú)效型共4種類型。

即時(shí)見效型 即時(shí)見效模式的油井一般位于該層系原注采分流線附近，其周圍有大量剩余油，進(jìn)而使得互換后該井的耗水率降低，開發(fā)效果得到有效改善。井網(wǎng)互換前，油井西6-121 位于下層系井網(wǎng)中，水井西5-142 和西5-12 驅(qū)替原油分別流向油井西6-12 和西6-11，該注采方向高耗水層帶不發(fā)育，計(jì)算耗水控制指數(shù)，選取注采井連線及油井排間半個(gè)注采井距控制的長(zhǎng)方形區(qū)域，該注采單元耗水控制指數(shù)為0.87，油井西6-121 位于油水井排注采分流線上，使得該處大量剩余油未得到有效驅(qū)替；當(dāng)下層系井網(wǎng)換到上層系后，參照油井西6-12，油井西6-121 相對(duì)位移為半個(gè)注采井距，流線轉(zhuǎn)變角度為42°，且該井位于剩余油富集區(qū)域，水井西6-132 和西5-122 與油井西6-121 存在直接的注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，油井西6-121處于注采主流線上，可使油井西6-121附近大量剩余油被水井西6-132和西5-12驅(qū)替，剩余油得到有效的動(dòng)用，油井西6-121立即出現(xiàn)增油降水現(xiàn)象（圖6）。

圖6 井網(wǎng)互換前后油井西6-121井位Fig.6 Location map of Well X6-121 before and after layer and well pattern interchange

滯后見效型 滯后見效型為層系井網(wǎng)互換后油井產(chǎn)量未立即上升，而是過(guò)一段時(shí)間后出現(xiàn)明顯的增油降水狀況，存在效果改善滯后現(xiàn)象。該現(xiàn)象的油井一般是互換后油井井點(diǎn)附近強(qiáng)水淹、剩余油賦存量較少，而新建立的注采關(guān)系井間存在剩余油富集區(qū)。通過(guò)注水井一段時(shí)間的驅(qū)替，剩余油到達(dá)油井井底開始見效，因此存在一定程度的滯后。井網(wǎng)互換前油井西8-101 處于下層系，油井西8-101附近存在明顯的未得到有效動(dòng)用的剩余油，當(dāng)下層系井網(wǎng)互換到上層系后，油井西8-101 附近的注采對(duì)應(yīng)關(guān)系較少，只有水井西8-132 和西7-122，新注采井網(wǎng)條件下注采單元耗水控制指數(shù)為0.76，油井附近的原油未得到及時(shí)的驅(qū)替，存在滯后現(xiàn)象（圖7）。

圖7 井網(wǎng)互換前后油井西8-101井位Fig.7 Location map of Well X8-101 before and after layer and well pattern interchange

反復(fù)見效型 反復(fù)見效型為進(jìn)行層系井網(wǎng)互換后油井產(chǎn)量出現(xiàn)反復(fù)波動(dòng)的現(xiàn)象且多向注采對(duì)應(yīng)。各注采連線上剩余油驅(qū)替至油井井底的時(shí)間不同，導(dǎo)致油井產(chǎn)油量和含水率出現(xiàn)反復(fù)波動(dòng)。

層系井網(wǎng)互換前油井西5-141 處于下層系，且處于水井排水井之間，水井西5-142 和西5-13 驅(qū)替原油至油井西6-12，使油井西5-141 處于注采分流線上，且處于水井排一側(cè)，所以該油井處存在高飽和度剩余油區(qū)域，但剩余油富集較少，當(dāng)下層系井網(wǎng)互換至上層系后，注采單元耗水控制指數(shù)為0.69，由于油井西5-141 處存在剩余油，因此水井西6-141和西6-132注水可使部分剩余油采出，但由于剩余油較少，所以產(chǎn)量下降迅速。相比滯后見效型，反復(fù)見效型見效期存在明顯的分段特征（圖8）。

圖8 井網(wǎng)互換前后油井西5-141井位Fig.8 Location map of Well X5-141 before and after layer and well pattern interchange

無(wú)效型 無(wú)效型為井網(wǎng)互換后油井的產(chǎn)油含水效果沒(méi)有改善。出現(xiàn)無(wú)效型模式的油井往往是由于油井互換后所在層位剩余油較少，水淹嚴(yán)重，或互換后受儲(chǔ)層非均質(zhì)性、油水井工作制度等的影響未建立起有效的注采驅(qū)替關(guān)系。

井網(wǎng)互換前油井西4-141 處于下層系，水井西3-151 和西3-142 驅(qū)替原油至油井西4-15，而油井西4-141正處于水井西3-142與油井西4-15注采主流線上，使油井西4-141附近原油驅(qū)替充分，井區(qū)高耗水層帶發(fā)育，互換層系后，注采單元耗水控制指數(shù)僅為0.29，井區(qū)注入水低效循環(huán)，調(diào)整效果差。該類油井可通過(guò)老井側(cè)鉆等方式避開高耗水區(qū)域改善開發(fā)效果（圖9）。

圖9 井網(wǎng)互換前后油井西4-141井位Fig.9 Location map of Well X4-141 before and after layer and well pattern interchange

總體來(lái)看，原注采井對(duì)各注采單元的動(dòng)用情況直接影響該油井附近的剩余油分布，進(jìn)而影響互換井初期的生產(chǎn)情況。若層系井網(wǎng)互換后油井位于原注采分流線上，則該油井附近剩余油較富集，動(dòng)用狀況較好，該油井為即時(shí)見效型或滯后見效型；若互換后的油井位于原注采主流線上，則該油井附近剩余油較少，驅(qū)替狀況較差，該油井為無(wú)效型。

5 結(jié)論

對(duì)孤島油田西區(qū)北層系井網(wǎng)互換調(diào)整后的油井開發(fā)特征進(jìn)行了研究和分類，基于油井見效程度將油井見效分為即時(shí)見效型、滯后見效型、反復(fù)見效型和無(wú)效型共4 種類型，進(jìn)而對(duì)油井出現(xiàn)不同見效模式的致效機(jī)制進(jìn)行了研究。通過(guò)選取驅(qū)替壓力梯度和水油滲流速度比2 個(gè)判識(shí)參數(shù)場(chǎng)，利用Tanimoto 系數(shù)法求解2 個(gè)參數(shù)場(chǎng)間的向量相似度，引入耗水控制指數(shù)評(píng)價(jià)層系井網(wǎng)互換后注采井網(wǎng)對(duì)高耗水層帶的控制作用。揭示了層系井網(wǎng)互換后油井致效的根本原因。

綜合油井見效模式及致效機(jī)制，對(duì)油田進(jìn)行層系井網(wǎng)調(diào)整的建議有：①進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整時(shí)，油井調(diào)整至注采分流線，以提高注采井網(wǎng)對(duì)剩余油的控制程度。②油井調(diào)整到注采主流線等高耗水區(qū)域附近，應(yīng)通過(guò)老井側(cè)鉆、堵水調(diào)剖等方式改善轉(zhuǎn)流線效果。

符號(hào)解釋

A——網(wǎng)格體截面積，m2；

Bo——原油體積系數(shù)，無(wú)因次；

i——三維坐標(biāo)x方向；

j——三維坐標(biāo)y方向；

k——三維坐標(biāo)z方向；

K——滲透率，mD；

Ko——油相有效滲透率，mD；

Kro——油相相對(duì)滲透率，無(wú)因次；

Kw——水相有效滲透率，mD；

L——網(wǎng)格體長(zhǎng)度，m；

M——流度系數(shù)，m/（mPa?s）；

?p——任意網(wǎng)格i,j,k方向疊加后的驅(qū)替壓力梯度，10-1MPa/m；

pi——網(wǎng)格i方向壓力，10-1MPa；

?pi，?pj，?pk——i,j,k方向的驅(qū)替壓力梯度，10-1MPa/m；

Qi，Qj，Qk——i,j,k方向的油相滲流速度，m3/d；

R——水油滲流速度比，無(wú)因次；

Ri——網(wǎng)格i方向水油滲流速度比，無(wú)因次；

T——Tanimoto系數(shù)，無(wú)因次；

TRANi，TRANj，TRANk——i,j,k方向傳導(dǎo)率，10 mPa·s·m3/（MPa·d-1）；

vw——水相滲流速度，m3/d；

vo——油相滲流速度，m3/d；

μo——油相黏度，mPa?s；

μw——水相黏度，mPa?s。