蔣維軍，張彩旗，吳東明，姜 晶，楊志成，李 超，王雁萍，黨婧文，王鵬潤

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459；2.中海油田股份有限公司，天津 300459）

海上K 油田為輕質(zhì)油，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，開發(fā)時(shí)間久，經(jīng)過長期注水開發(fā)，油田進(jìn)入特高含水率期，層內(nèi)、層間和平面矛盾突出，油水井間形成優(yōu)勢(shì)滲流通道，導(dǎo)致大量注入水沿此通道無效循環(huán)。為改善注水效果，達(dá)到控水穩(wěn)油的目的，優(yōu)勢(shì)滲流通道識(shí)別和定量刻畫具有重要意義。目前主要的優(yōu)勢(shì)滲流通道識(shí)別方法有示蹤劑法、試井分析法、測(cè)井法、取心法和地球化學(xué)法，上述識(shí)別方法雖然準(zhǔn)確高效，但資料難以獲取，操作成本高[1-6]。本文結(jié)合儲(chǔ)層物性參數(shù)和動(dòng)態(tài)開發(fā)數(shù)據(jù)建立優(yōu)勢(shì)滲流通道定量刻畫模型，準(zhǔn)確計(jì)算出優(yōu)勢(shì)滲流通道體積、滲透率、孔喉半徑等參數(shù)，為優(yōu)勢(shì)滲流通道治理提供調(diào)堵調(diào)驅(qū)藥劑選擇或井網(wǎng)調(diào)整提供理論依據(jù)[7-9]。

1 優(yōu)勢(shì)滲流通道定量刻畫

根據(jù)滲流力學(xué)基本原理，流體流動(dòng)符合達(dá)西定律，流動(dòng)過程中遵循擴(kuò)散方程所描述的規(guī)律。對(duì)于疏松砂巖油藏，由于滲透率高，孔喉半徑大，忽略毛管力、地層傾角的影響，控制方程為：

邊界條件和初始條件為：

以上是普通的壓力傳導(dǎo)方程，加上邊界條件可以求解任何時(shí)刻、任何位置的壓力，由于開發(fā)中的地層已經(jīng)不同于初始時(shí)刻的地層參數(shù)，所以需要調(diào)整地層物性參數(shù)，如孔隙度、滲透率等。計(jì)算不同時(shí)刻的壓力，與生產(chǎn)中測(cè)得的壓力對(duì)比，求得目標(biāo)函數(shù)值。目標(biāo)函數(shù)定義為：

假設(shè)條件：（1）竄流通道中含油飽和度很低；（2）竄流通道形成后注入水主要在竄流通道中流動(dòng)；（3）竄流通道形成后，把原先單個(gè)地層視為竄流通道和原始地層的并聯(lián)，且無竄流通道部分服從以上滲流模型。

根據(jù)油水黏度、有效滲透率計(jì)算理論水油比：

式中：Rwoi-理論水油比，無量綱；Krw-水相相對(duì)滲透率，小數(shù)；Kro-油相相對(duì)滲透率，小數(shù)；μo-油相黏度，mPa·s；μw-水相黏度，mPa·s。

根據(jù)理論水油比和實(shí)際產(chǎn)油量，計(jì)算形成竄流通道部分的產(chǎn)水量：

式中：qw0-沒有形成竄流通道區(qū)域的產(chǎn)水量，m3；qwd-形成竄流通道區(qū)域的產(chǎn)水量，m3；qws-實(shí)際產(chǎn)水量，m3；qos-實(shí)際產(chǎn)油量，m3。

根據(jù)油藏開發(fā)數(shù)據(jù)計(jì)算整體沒有竄流通道情況下的理論產(chǎn)水量：

式中：qwl-沒有竄流通道時(shí)的理論產(chǎn)水量，m3；Kw-水相有效滲透率，μm2；h-油層厚度，m；re-單井控制半徑，m；rw-井筒半徑，m；ΔP-生產(chǎn)壓差，MPa；μw-水相黏度，mPa·s。

計(jì)算沒有形成竄流通道部分的產(chǎn)量百分比：

式中：Ni-沒有形成竄流通道部分的產(chǎn)量百分比。

計(jì)算形成竄流通道體積：

式中：Vd-竄流通道體積，m3；V0-單井控制孔隙體積，m3。

計(jì)算竄流通道滲透率：

式中：Kd-竄流通道滲透率，μm2；l-油水井距，m。

計(jì)算竄流通道孔喉半徑：

式中：rd-竄流通道孔喉半徑，μm；τ-迂曲度，取值在1.2～2.5，無量綱；φ-孔隙度，小數(shù)。

基于上述方法，就可以計(jì)算出井間竄流通道占比、竄流通道體積、竄流通道滲透率、竄流通道孔喉半徑，定量刻畫井間優(yōu)勢(shì)滲流通道。

2 海上K 油田優(yōu)勢(shì)滲流通道識(shí)別

海上K 油田主要油層發(fā)育于明化鎮(zhèn)下段，該油田主體為夾持在兩條次級(jí)正斷層間的壘塊構(gòu)造。儲(chǔ)層為河流相沉積砂體，邊底水發(fā)育，具有高孔特高滲和非均質(zhì)性強(qiáng)的特征。油田經(jīng)過二十余年開發(fā)，油田綜合含水率為94.8%，采出程度42.2%，是特高含水率、特高采出程度的“雙特高油田”。

K 油田NmⅡ-1、NmⅧ-3 小層為主力開發(fā)小層，注采井網(wǎng)完善，邊底水能量較弱，注水開發(fā)起主導(dǎo)作用，本次研究對(duì)NmⅡ-1、NmⅧ-3 小層進(jìn)行定性分析和定量刻畫（圖1）。

圖1 優(yōu)勢(shì)滲流通道分析思路圖

2.1 優(yōu)勢(shì)滲流通道定性分析

由于K 油田水驅(qū)開發(fā)后沒有取心資料，通過該區(qū)塊新鉆井測(cè)井水淹特征分析，綜合動(dòng)靜態(tài)相關(guān)參數(shù)，采用油藏工程方法定性分析[10-15]。

2.1.1 新鉆井水淹特征分析 調(diào)整井K20 井2020 年10 月完鉆，受鄰井K17 井注水波及影響（井距120 m），注入水沿油層底部推進(jìn)，油層底部水淹特征明顯，測(cè)井解釋含烴飽和度由66.2%降至42.0%，降低24.2 個(gè)百分點(diǎn)，測(cè)井解釋孔隙度由28.0%升至30.7%，提高2.7 個(gè)百分點(diǎn)，滲透率由307 mD 升至1 387 mD，滲透率提升幅度近4.5 倍，優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育特征明顯。通過對(duì)測(cè)井曲線特征分析，2021 年新鉆調(diào)整井K11H1、K15H1井皆表現(xiàn)為底部水淹，水淹厚度比例為24.7%～36.8%（表1）。

表1 調(diào)整井水淹特征統(tǒng)計(jì)表

2.1.2 水驅(qū)過水倍數(shù) 水驅(qū)過水倍數(shù)是指多孔介質(zhì)中單位孔隙體積內(nèi)累計(jì)通過總水量的體積，反映了儲(chǔ)層內(nèi)部流場(chǎng)強(qiáng)度。水驅(qū)過水倍數(shù)越大，則水驅(qū)路徑水洗程度越強(qiáng)，優(yōu)勢(shì)滲流通道越發(fā)育。

以吸水剖面、產(chǎn)液剖面、示蹤劑資料為約束條件，對(duì)各井、各小層產(chǎn)出狀況進(jìn)行產(chǎn)量劈分。由于NmⅡ-1、NmⅧ-3 小層主要受注水波及驅(qū)動(dòng)影響，所以注采井間發(fā)育優(yōu)勢(shì)滲流通道，NmⅡ-1 小層儲(chǔ)層發(fā)育穩(wěn)定，注采井網(wǎng)完善，采油井注采見效明顯，平面水驅(qū)波及程度高，NmⅧ-3 小層注采井網(wǎng)完善，采油井注采見效明顯，平面水驅(qū)波及程度高。注采井網(wǎng)對(duì)后期優(yōu)勢(shì)滲流通道的形成與展布有決定性作用。

根據(jù)注采見效主流線路徑，根據(jù)式（14）計(jì)算出注采井間主流線水驅(qū)波及孔隙體積。由式（15）計(jì)算出采油井水驅(qū)過水倍數(shù)。

式中：R-水驅(qū)過水倍數(shù)；Qw-通過的總水量體積，m3；PORV-總孔隙體積，m3；L-注采井距，m；d-主流線寬度，m；h-油層厚度，m；φ-孔隙度，小數(shù)。

根據(jù)計(jì)算結(jié)果，NmⅡ-1 小層平均過水倍數(shù)為12.2，NmⅧ-3 小層平均過水倍數(shù)為8.5。

統(tǒng)計(jì)注采井間滲透率級(jí)差、注采井距、累計(jì)采液強(qiáng)度、生產(chǎn)厚度等動(dòng)靜態(tài)參數(shù)相關(guān)性，對(duì)優(yōu)勢(shì)滲流通道分布規(guī)律進(jìn)行研究，統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明注采井間滲透率級(jí)差與水驅(qū)過水倍數(shù)相關(guān)性較一般，但總體趨勢(shì)為注采井間滲透率級(jí)差越小，水驅(qū)過水倍數(shù)越大；生產(chǎn)厚度與水驅(qū)過水倍數(shù)相關(guān)性較小，分析認(rèn)為NmⅡ-1、NmⅧ-3小層儲(chǔ)層整體連片發(fā)育，平面井間滲透率雖有差異，儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性強(qiáng)，但原始測(cè)井解釋滲透率最小在500 mD 以上，整體為高孔高滲儲(chǔ)層，平面非均質(zhì)性并未對(duì)優(yōu)勢(shì)滲流通道的展布起到?jīng)Q定性作用。而從注采井距與水驅(qū)過水倍數(shù)相關(guān)性來看，注采井距越小，水線推進(jìn)速度越快，見水后高含水率長期生產(chǎn)，水驅(qū)過水倍數(shù)大，相關(guān)性較好；累計(jì)采液強(qiáng)度越大，水驅(qū)過水倍數(shù)也就越大，注采井間水洗程度就越高，優(yōu)勢(shì)滲流通道就越發(fā)育（圖2～圖5）。

圖2 注采井間滲透率級(jí)差與水驅(qū)過水倍數(shù)關(guān)系圖

圖3 注采井距與水驅(qū)過水倍數(shù)關(guān)系圖

圖4 生產(chǎn)厚度與水驅(qū)過水倍數(shù)關(guān)系圖

圖5 累計(jì)采液強(qiáng)度與水驅(qū)過水倍數(shù)關(guān)系圖

由于受注采井網(wǎng)控制作用強(qiáng)，經(jīng)過長期水驅(qū)開發(fā)，進(jìn)入高含水率期后注采比加大，油井提液加大采液強(qiáng)度，導(dǎo)致優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育形態(tài)均為注采井間發(fā)育。

2.2 K 油田優(yōu)勢(shì)滲流通道定量刻畫

基于上述方法，通過模擬計(jì)算，結(jié)果顯示NmⅡ-1、NmⅧ-3 小層井間注采連通與實(shí)際注水見效特征整體吻合，模型計(jì)算能夠滿足研究分析要求（圖6、圖7）。模擬計(jì)算NmⅡ-1 小層注采井間滲透率在2 351～8 842 mD，平均滲透率提高4.2 倍，NmⅧ-3 小層注采井間滲透率在708～9 689 mD，平均滲透率提高3.3 倍（圖8）。

圖6 連通系數(shù)模擬計(jì)算分布圖

圖7 竄流系數(shù)模擬計(jì)算分布圖

圖8 注采井間滲透率模擬計(jì)算分布圖

根據(jù)水驅(qū)后滲透率，通過式（13）計(jì)算竄流通道孔喉半徑。NmⅡ-1 小層注采井間孔喉半徑分布在16.0～30.2 μm，NmⅧ-3 小層注采井間孔喉半徑分布在8.9～31.6 μm，孔喉半徑分別擴(kuò)大2.05 倍、1.82倍。

根據(jù)油氣儲(chǔ)層評(píng)價(jià)方法，結(jié)合油藏實(shí)際，將計(jì)算得到的竄流通道孔喉半徑近似等于平均孔喉中值半徑，將優(yōu)勢(shì)滲流通道分為三個(gè)級(jí)別。將孔喉半徑≥25.0 μm的優(yōu)勢(shì)滲流通道劃分為主通道，孔喉半徑分布在15.0～25.0 μm的優(yōu)勢(shì)滲流通道劃分為次級(jí)通道，孔喉半徑分布在5.0～15.0 μm 的優(yōu)勢(shì)滲流通道劃分為次次級(jí)通道。根據(jù)優(yōu)勢(shì)滲流通道分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)，NmⅡ-1 小層發(fā)育主通道11 條，次級(jí)通道20 條；NmⅧ-3 小層發(fā)育主通道3 條，次級(jí)通道20 條，次次級(jí)通道5 條。

3 K 油田優(yōu)勢(shì)滲流通道治理

基于以上分析，認(rèn)為目標(biāo)油藏在縱向NmⅡ-1、NmⅧ-3 小層存在優(yōu)勢(shì)滲流通道，為了達(dá)到穩(wěn)油控水的目的，需要采用化學(xué)驅(qū)的方法治理優(yōu)勢(shì)滲流通道[16-18]。

3.1 化學(xué)驅(qū)段塞設(shè)計(jì)

為了提升化學(xué)驅(qū)作用效果，需要不斷調(diào)整化學(xué)驅(qū)注入過程中的剖面，并且進(jìn)行多段塞優(yōu)化，段塞設(shè)計(jì)見表2。

表2 油藏不同化學(xué)驅(qū)注入段塞設(shè)計(jì)表

針對(duì)不同段塞設(shè)計(jì)物模實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)溫度為70 ℃，水驅(qū)至含水率94.0%后注入不同段塞化學(xué)驅(qū)體系，并進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，單純化學(xué)驅(qū)提高采收率幅度為7.1%，加入前置段塞后，采收率提升幅度逐步提升，采取多段塞前置調(diào)剖+化學(xué)驅(qū)的注入方式，提高采收率幅度最大，提升幅度至11.5%。在后續(xù)水驅(qū)階段前加入表面活性劑，提高采收率幅度不大，經(jīng)濟(jì)效益比不高，因此，化學(xué)驅(qū)首推方案3（圖9）。

圖9 不同段塞設(shè)計(jì)采收率測(cè)定結(jié)果

3.2 方案評(píng)價(jià)及指標(biāo)預(yù)測(cè)

數(shù)值模擬以0.40 PV 注入量，1 000 mg/L 的注入濃度，0.06 PV/a 的注入速度，注采比1.0 為基準(zhǔn)，以噸劑增油量和提高采出程度為指標(biāo)，對(duì)比不同段塞方案（方案1：0.40 PV 化學(xué)驅(qū)段塞+水驅(qū)；方案2：0.02 PV 前置段塞+0.38 PV 化學(xué)驅(qū)段塞+水驅(qū)；方案3：0.02 PV 前置段塞+0.04 PV 化學(xué)驅(qū)段塞+0.02 PV 調(diào)節(jié)段塞+0.32 PV化學(xué)驅(qū)段塞+水驅(qū)；方案4：0.02 PV 前置段塞+0.04 PV化學(xué)驅(qū)段塞+0.02 PV 調(diào)節(jié)段塞+0.30 PV 化學(xué)驅(qū)段塞+0.02 PV 表面活性劑驅(qū)+水驅(qū)）開發(fā)效果。預(yù)測(cè)20 年，對(duì)比發(fā)現(xiàn)方案4 的噸劑增油量最高，提高采出程度最高，開發(fā)效果最好，在相同藥劑總量的基礎(chǔ)上，方案3 提高采出程度增幅最大，相比基礎(chǔ)水驅(qū)方案提高采出程度8.55 個(gè)百分點(diǎn)，最終優(yōu)選方案3。

4 結(jié)論

（1）根據(jù)滲流力學(xué)原理推導(dǎo)出優(yōu)勢(shì)滲流通道描述方法，利用相對(duì)滲透率曲線推算出井間竄流通道占比、竄流通道體積、竄流通道滲透率、竄流通道孔喉半徑，定量刻畫井間優(yōu)勢(shì)滲流通道。

（2）應(yīng)用研究成果對(duì)K 油田優(yōu)勢(shì)滲流通道定量刻畫，由此得出NmⅡ-1 小層注采井間滲透率在2 351～8 842 mD，孔喉半徑分布在16.0～30.2 μm，發(fā)育主通道11 條，次級(jí)通道20 條；NmⅧ-3 小層注采井間滲透率在708～9 689 mD，孔喉半徑在8.9～31.6 μm，發(fā)育主通道3 條，次級(jí)通道20 條，次次級(jí)通道5 條。

（3）根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)參數(shù)、測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)對(duì)海上K 油田優(yōu)勢(shì)滲流通道定性分析，得到油田優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育方向，驗(yàn)證了該方法的準(zhǔn)確性。

（4）在優(yōu)勢(shì)滲流通道定性分析、定量刻畫的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)化學(xué)驅(qū)治理方案，設(shè)計(jì)化學(xué)驅(qū)注入段塞并優(yōu)化注入量，模擬計(jì)算得出注入0.02 PV 前置段塞+0.04 PV化學(xué)驅(qū)段塞+0.02 PV 調(diào)節(jié)段塞+0.32 PV 化學(xué)驅(qū)段塞+水驅(qū)方案最優(yōu)，較基礎(chǔ)水驅(qū)方案提高采出程度8.55 個(gè)百分點(diǎn)。