周立國

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

目前，低滲砂巖油藏的開發(fā)方式仍以水驅(qū)為主。受長期水驅(qū)以及油藏本身非均質(zhì)性嚴重等因素的影響，注采井間連通好、阻力小的高滲條帶易形成優(yōu)勢水流通道[1]，尤其在水驅(qū)開發(fā)后期，大部分注入水沿優(yōu)勢注采方向低效循環(huán)，操作成本升高，開發(fā)效果變差。為了快速、準確識別優(yōu)勢注采方向，國內(nèi)外學(xué)者進行了大量研究，按其性質(zhì)可劃分為測試法和數(shù)值分析法。測試法主要包括吸水剖面測試[2-3]、井間示蹤劑測試[4-5]和干擾試井[6-7]等，費用高、周期長，難以大規(guī)模應(yīng)用。數(shù)值分析法是以油田生產(chǎn)動、靜態(tài)資料為基礎(chǔ)，借助數(shù)值計算綜合判斷優(yōu)勢注采方向，費用低、速度快，對識別優(yōu)勢注采方向及挖掘剩余油潛力意義重大。近些年流線法得到重視[8-9]，該方法可直接定量給出注入孔隙體積倍數(shù)、水油比等確定性參數(shù)，為層間調(diào)控提供了可靠的技術(shù)參考，但對于大多數(shù)低滲油藏而言，開發(fā)中多采用儲集層改造、多層合層生產(chǎn)等開發(fā)方式，并伴有頻繁的調(diào)整措施，一定程度上限制了流線法的應(yīng)用。因此，結(jié)合S油田三間房組油藏豐富的動態(tài)監(jiān)測資料，利用水電相似原理，進行縱向和平面上的注水量分層劈分，并建立三參數(shù)約束法，定量確定優(yōu)勢注采方向。

1 注入量分層劈分計算

對于合層開發(fā)的油田而言，掌握注入水在縱向上各層的吸水量十分重要，其關(guān)鍵在于建立一套合理的注入量劈分權(quán)重計算方法。傳統(tǒng)的分層注水量劈分方法主要為KH方法及衍生的各種改進方法[10-13]，這些方法主要考慮了注入端縱向上地層系數(shù)的差異，但忽略了實際水驅(qū)過程中注采井組的動態(tài)變化及注入端與采出端相互影響的問題，因此，在實際應(yīng)用中誤差較大。為了更好地反映油藏真實狀況，需將注采系統(tǒng)進行統(tǒng)一考慮，即不僅要綜合考慮注采井在生產(chǎn)過程中發(fā)生的注采井別動態(tài)變化、砂體展布形態(tài)、斷層封閉性等研究認識，也要綜合考慮試井解釋成果、極限注采井距等技術(shù)參數(shù)約束[14-17]。

1.1 縱向上注水量劈分

注水量在縱向上劈分時依據(jù)水電相似原理，將注采井組平面上不同注采方向的連通關(guān)系視為并聯(lián)，縱向上不同小層的連通關(guān)系亦視為并聯(lián)(圖1)。假設(shè)注采井組有n個連通層，各小層最大注采對應(yīng)方向為m個，平面上某一注采方向上擬滲流阻力采用平均象限法計算。具體為：以注水井為中心，將注采井組等分為4個象限。若在第s象限中有γ個注采方向，則每一個注采方向可以視為圓心角為0.5π/γ的扇形徑向流區(qū)，其擬滲流阻力可近似為：

(1)

圖1 合層注采井組示意圖

同時，考慮砂體靜態(tài)連通程度、斷層封閉程度、射開完善程度對擬滲流阻力的影響，對式(1)進行修正：

(2)

式中：ε為注采方向上砂體連通程度，0<ε≤1；τ為注采對應(yīng)方向橫穿斷層時斷層的封閉程度，0<τ≤1；ξ為注采方向上射開完善程度，0<ξ≤1。

根據(jù)水電相似原理，第i層井組綜合擬滲流阻力等于井組內(nèi)不同注采方向上擬滲流阻力的并聯(lián)耦合，同時考慮各變量的各向異性，分層擬滲流阻力可表示為：

(3)

井組總擬滲流阻力等于井組內(nèi)縱向上不同層綜合擬滲流阻力的并聯(lián)耦合，即：

(4)

式中：Rt為總擬滲流阻力，d/m3。

進而可得到第i層的注水量劈分系數(shù)為：

(5)

式中：η理論i為井組第i層注水量理論劈分權(quán)重。

在油田實際開發(fā)中，合注井經(jīng)常需要多次吸水剖面測試。利用測試結(jié)果計算劈分系數(shù)直觀可信，其計算方法為：

(6)

式中：η實測i為井組第i層利用吸水剖面測試結(jié)果計算的水量劈分權(quán)重；qwi為單次吸水剖面測試第i層吸水量，m3/d。

考慮測試過程受儀器精度、人員操作和后期解釋等因素影響，吸水剖面測試結(jié)果與各層真實吸水能力有一定的差異。結(jié)合油藏動態(tài)分析成果，提出不同吸水剖面的置信水平βv，最終確定分層注水量劈分權(quán)重為：

ηi=βvη實測i+(1-βv)η理論i

(7)

式中：ηi為井組第i層注水量劈分權(quán)重；βv為吸水剖面測試資料的置信水平(根據(jù)資料可信度人為評估給定)。

綜上所述，縱向上分層注水量計算結(jié)果為：

Qwi=Qwηi

(8)

式中：Qwi為井組第i層累計注水量，m3；Qw為累計注水量，m3。

1.2 平面上注水量劈分

在縱向分層注水量劈分基礎(chǔ)上，根據(jù)井組內(nèi)平面各注采方向擬滲流阻力，可將分層注水量定量劈分至各注采方向上。根據(jù)式(3)、(5)可知，注采方向劈分權(quán)重為：

(9)

式中：Rti為井組第i層總擬滲流阻力，d/m3；Ri，jk為井組第i層第j象限中的第k個注采方向?qū)?yīng)的擬滲流阻力，d/m3；η理論i，jk為井組第i層第j象限中的第k個注采方向?qū)?yīng)注水量理論劈分權(quán)重。

為了滿足水驅(qū)油田油水運動規(guī)律認識的需要，開發(fā)過程中可能會進行示蹤劑、水驅(qū)前緣等動態(tài)監(jiān)測資料錄取。根據(jù)監(jiān)測資料解釋的各注采方向水線推進速度，也可以計算出井組平面注采方向劈分權(quán)重：

(10)

式中：vi，jk為井組第i層第j象限中的第k個注采方向?qū)?yīng)的水線推進速度，m/d；η實測i，jk為井組第i層第j象限中的第k個注采方向利用吸水剖面測試結(jié)果計算的水量劈分權(quán)重。

將滲流阻力法和動態(tài)監(jiān)測資料綜合利用，最終確定注采方向吸水量為：

Qwi，jk=Qwi[βhη實測i，jk+(1-βh)η理論i，jk]

(11)

式中：Qwi，jk為井組第i層第j象限中的第k個注采方向?qū)?yīng)的累計吸水量，m3；βh為基于示蹤劑、水驅(qū)前緣等動態(tài)監(jiān)測資料的縱向吸水剖面置信水平(根據(jù)資料可信度人為評估給定)。

2 優(yōu)勢注采方向量化表征

受儲層物性、儲層厚度等油藏靜態(tài)非均質(zhì)性和不規(guī)則井網(wǎng)、生產(chǎn)壓差等油藏動態(tài)非均質(zhì)性的多重影響，采用分層注采量化計算方法得到的計算結(jié)果僅可定量判別各方向注采強度，無法實現(xiàn)優(yōu)勢注采方向識別。因此，根據(jù)礦場實踐經(jīng)驗，引入注采方向單位油層厚度累計吸水量、注采方向累計吸水比和注采方向吸水孔隙體積倍數(shù)3個參數(shù)對優(yōu)勢注采方向進行量化描述。其中，注采方向單位油層厚度累計吸水量為注采方向累計吸水量與吸水厚度之比；注采方向累計吸水比為注采方向累計吸水量占該井組平面吸水總量的百分比，反映優(yōu)勢水流方向在平面井組上的主導(dǎo)程度；注采方向吸水體積比為注采方向累計吸水量與注采方向孔隙體積之比。

利用油藏生產(chǎn)動態(tài)監(jiān)測資料建立上述3個參數(shù)的概率分布區(qū)間，由此得到各參數(shù)無效注水循環(huán)判別臨界值。為了避免依靠單一參數(shù)識別優(yōu)勢注采方向發(fā)生誤判，構(gòu)建了三參數(shù)綜合評價指標體系，用于準確識別優(yōu)勢注采方向，判別標準如表1所示。

表1 優(yōu)勢注采方向判別標準

3 實例應(yīng)用及效果分析

S油田三間房組(J2s)低滲砂巖油藏構(gòu)造上位于吐哈盆地臺北凹陷丘陵構(gòu)造帶東端，為多層層狀砂巖油藏。儲集層平均孔隙度為12.5%，滲透率為6.2 mD，原油地層黏度為0.387 9 mPa·s，地層水黏度為0.342 6 mPa·s。油藏于1993年采用一套層系投入注水開發(fā)，一般單井射孔層數(shù)為6～8層，厚度為40～60 m。提高各油砂層注采量劈分精度既是剩余油分布認識的基礎(chǔ)，也是各類調(diào)整方案的重要依據(jù)。

首先結(jié)合前期精細油藏描述成果，建立S油田J2s油藏地質(zhì)油藏數(shù)據(jù)庫，包括井位坐標、單井小層數(shù)據(jù)、月度注采數(shù)據(jù)，砂層平面展布、射孔數(shù)據(jù)等。其次，根據(jù)不同時間節(jié)點、不同注采方式，開展注采井組動態(tài)劃分。在此基礎(chǔ)上，按照式(2)～(7)計算不同注水井各油砂層注水量劈分權(quán)重，開展注水量的劈分，按照式(9)～(11)計算不同注采方向注水量，進而根據(jù)三參數(shù)判別標準，繪制不同油砂層優(yōu)勢注采方向量化表征成果圖(圖2)。

圖2 優(yōu)勢注采方向量化表征技術(shù)路線

根據(jù)油藏生產(chǎn)動態(tài)監(jiān)測資料，通過概率分布進行優(yōu)勢評價，確定優(yōu)勢注采方向單位油層厚度累計吸水量臨界值為0.7×104～0.9×104m3/m，注采方向累計吸水比臨界值為0.25～0.50，注采方向吸水體積比臨界值為0.7～1.0(圖3)。

圖3 注采方向三參數(shù)概率分布統(tǒng)計

在注采方向吸水量劈分基礎(chǔ)上，依據(jù)水驅(qū)流場中優(yōu)勢注采方向判別標準，利用計算機編程，可快速實現(xiàn)油藏各小層優(yōu)勢注采方向分布，繪制了S油田三間房組(J2s)油藏S24-2小層優(yōu)勢注采方向平面分布圖(圖4)。根據(jù)圖4得到的水驅(qū)砂巖油藏水驅(qū)強度量化表征成果，結(jié)合高含水階段礦場穩(wěn)油控水的需要，形成了S油田J2s油藏注水調(diào)控對策(表2)，在特高含水階段精細注水調(diào)控發(fā)揮了重要作用，在礦場應(yīng)用取得了較好效果，真正實現(xiàn)“精細注水、有效注水”。

圖4 S油田三間房組S24-2優(yōu)勢注采方向平面分布(局部)

表2 優(yōu)勢注采方向判別標準及調(diào)控對策

以S3-201井組為例，井組內(nèi)采油井S3-201井對應(yīng)3口注水井，分別為S4-20、S3-20和S4-21。圖5為基于優(yōu)勢注采方向量化表征的剩余油分布圖，結(jié)果顯示，S3-201井對應(yīng)優(yōu)勢注采方向為S4-20、S3-20井，潛力方向為S4-21井。該井組通過實施停注S4-20和S3-20井、強化S4-21注水的調(diào)控措施，調(diào)控3個月后對應(yīng)采油井見到明顯調(diào)控效果，單井日增油為1.5 t/d，累計增油656 t。

圖5 S3-201井組優(yōu)勢注采方向判別結(jié)果

目前，S油田三間房組油藏先后實施精細注水調(diào)控177井次，優(yōu)勢注采方向注水量減少3 115 m3/d，弱吸水方向注水量增加5 376 m3/d，無效注水比例由之前的20%左右降至10%以內(nèi)，油田存水率下降速度明顯減緩，注水利用率明顯提高，開發(fā)效果得到一定程度的改善。

4 結(jié) 論

(1) 建立了一套綜合考慮砂體展布及連通性、斷層封閉性、注采井井別動態(tài)變化和極限注采井距等影響因素的水驅(qū)開發(fā)油藏注水量劈分權(quán)重計算方法。該方法以注采井組為單元，按照由縱向到平面的順序，將合注井的累計注水量劈分至各注采方向上。

(2) 采用注采方向單位油層厚度累計吸水量、注采方向累計吸水比和注采方向吸水孔隙體積倍數(shù)3個參數(shù)約束，確定出優(yōu)勢注采方向在平面上的量化表征參數(shù)及其判別標準。

(3) 優(yōu)勢注采方向量化研究成果在S油田三間房組油藏先后實施精細注水調(diào)控177井次，無效注水比例由之前的20%左右下降至10%以內(nèi)，開發(fā)效果得到一定程度的改善。