單元流線認(rèn)識(shí)及影響因素分析——以勝坨油田二區(qū)沙河街組二段9砂組為例

紀(jì)文靜 （中石化勝利油田分公司勝利采油廠，山東 東營257051）

水驅(qū)開發(fā)效果與壓力場、溫度場、應(yīng)力場變化密切相關(guān)，壓力場、溫度場和應(yīng)力場的變化受儲(chǔ)層發(fā)育狀況、油水井連通狀況、歷史生產(chǎn)情況等因素影響。針對(duì)矢量化調(diào)整后單元存在的主要矛盾，通過對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育狀況、歷史生產(chǎn)情況和壓力場變化情況進(jìn)行分析，認(rèn)識(shí)單井流線分布規(guī)律，提出單元流線分布的特點(diǎn)，并對(duì)影響單元流線分布的因素進(jìn)行分析，為單元下一步注采調(diào)整提供依據(jù)。

1 單元開發(fā)簡介

勝坨油田二區(qū)沙河街組二段9砂組 （Es92）位于勝坨油田東部穹隆背斜構(gòu)造的西南翼，北面、東面分別被7號(hào)、9號(hào)斷層所切割，西南部與邊水相連的扇形斷塊油藏。單元油藏構(gòu)造簡單，地層平緩，傾角2～5°，地層自東北向西南由高變低，沒有明顯的構(gòu)造起伏，單元含油面積1．55km2，平均有效厚度4．5m，地質(zhì)儲(chǔ)量139×104t。

1．1 實(shí)施調(diào)整后井網(wǎng)完善

至2010年8月之前Es92一直與沙河街組二段10砂組 （Es120）合采，9月開展矢量化調(diào)整，實(shí)施層系細(xì)分，2011年10月單元矢量化井網(wǎng)和水質(zhì)改善工作完成，解決了層間干擾對(duì)單元開發(fā)的影響。Es92的井網(wǎng)狀況得到有效改善，單元的注采對(duì)應(yīng)率和水驅(qū)控制程度均達(dá)到100%，其中三向以上注采對(duì)應(yīng)率達(dá)到86．4%，完善水驅(qū)控制程度達(dá)到70．02%。

調(diào)整后Es92水井注水狀況改善，油水井間形成了動(dòng)態(tài)行列式注采井網(wǎng)。單元呈現(xiàn)油井液量上升、油量上升、含水率穩(wěn)定，能量恢復(fù)的開發(fā)形勢(shì)。

1．2 單元存在問題

實(shí)施調(diào)整后，單元地層能量在逐漸恢復(fù)的過程中，地下流場發(fā)生改變，油井的含水、能量呈現(xiàn)不同的變化特點(diǎn)。位于單元中心部位的油井排列因雙向?qū)?yīng)，液面回升較快，含水率上升也較快；而靠近邊部及斷層部位液面恢復(fù)相對(duì)較慢。這表明井網(wǎng)完善后，單元的平面矛盾是制約單元水驅(qū)開發(fā)的主要問題。

2 單元流線認(rèn)識(shí)

以2－0－104 井 為 例，該 井 位 于單元頂部斷層附近，對(duì)應(yīng)4口注水井。2－0－104井1999年9月至今一直單采Es92的1～2小層。2011年10月Es92水質(zhì)改善加強(qiáng)注水后，地層能量由1382m 快速恢復(fù)到354．4m，含水率由83．16%上升至92．17%。Es92標(biāo)定采收率38．9%，井區(qū)采出程度28．5%，可排除由于采出程度過高引起含水率上升，綜合分析導(dǎo)致2－0－104井含水率上升的原因是注入水突進(jìn)。

圖1 滲透率等值圖

圖2 厚度等值圖

2．1 單井流線認(rèn)識(shí)

2－0－104井對(duì)應(yīng)注水井中，東側(cè) 的2－0N802 井、2－0XN140 井 處于滲透率較高部位向相對(duì)低滲部位注 水；西 側(cè)2－0C165 井、2－0－278井處于的滲透率較低部位向高滲部位 注 水 （圖1）。2－0N802 井 和2－0XN140井是滲透率主流線方向。

2．1．1 厚度對(duì)流線影響

2－0－104井生產(chǎn)Es92的1～2 小層，層內(nèi)矛盾不突出。對(duì)應(yīng)的注水井 中，2－0－287 井、2－0XN140 井 位于厚度相對(duì)較小部位注水，2－0C165井、2－0N802 井 處 于 厚 度 較大的有利部位注水（圖2）。2－0C165井和2－0N802井是厚度主流線方向。

2．1．2 歷史生產(chǎn)情況對(duì)流線影響

2－0－104 井 累 計(jì) 產(chǎn) 油 量0．7742×104t， 累 計(jì) 產(chǎn) 液 量4．5753×104t。對(duì) 應(yīng) 注 水 井 中，2－0－287井和2－0C165井一直單注Es92的1～2 小層，累計(jì)注水量8．5×104m3；2－0N802 井、2－0XN140 井所處部位歷史注水量較少，累計(jì)注水量僅為4．5×104m3。根據(jù)歷史生產(chǎn) 情 況 分 析，2－0－287 井 和2－0C165井 是 歷 史 主 流 線 方向（圖3）。

圖3 歷史流線分布圖

2．1．3 壓力狀況對(duì)流線影響

Es92水質(zhì)改善后，地層能量得到補(bǔ)充，油水井井底流壓都大幅回升，油水井間壓力差下降，平面壓力傳導(dǎo)梯度下降。在注水初期，油水井間壓力梯度較高是形成流線的有利條件，但是壓力梯度長期較高，說明油水井間連通狀況較差。此次分析排除2－0－104井與其他油井間、井組注水井與其他井組油水井間壓力梯度的影響，2－0－104井對(duì)應(yīng)的水井中，位于斷層附近的2－0C165井壓力差及壓力梯度下降較大 （表1），說明該井與水井連通狀況改善，是壓力梯度的主流線方向。

表1 水質(zhì)改善前后單元油水井間壓力變化情況

2．1．4 主流線確定

2－0－104井 流 線 分 布 情 況 如 下：主 要 影 響 注 水 井 為2－0C165 井，次 流 線 方 向 為2－0N802 井、2－0XN140井和2－0－287井。

根據(jù)該井區(qū)動(dòng)態(tài)調(diào)整和示蹤劑資料，驗(yàn)證流線方向與分析認(rèn)識(shí)的流線方向一致。因此，減少主流線方向注水，降低主流線方向壓降梯度，加強(qiáng)次流線方向注水，對(duì)應(yīng)油井含水率下降。

2．2 單元流線認(rèn)識(shí)及分布規(guī)律

根據(jù)動(dòng)態(tài)調(diào)整及示蹤劑等測試資料驗(yàn)證，單元41條油水井對(duì)應(yīng)關(guān)系中，已形成12 條明顯流線，11條與通過流線認(rèn)識(shí)得出的主流線方向相符。單元流線主要分布在儲(chǔ)層發(fā)育較好的油水井間，流線方向大都與單元儲(chǔ)層物源方向平行，即垂直構(gòu)造線方向。由于單元平面構(gòu)造平緩，流線中有7條由構(gòu)造低部位指向構(gòu)造高部位，說明構(gòu)造高差在單元流線形成過程中影響較小。

3 影響單元流線的因素分析

對(duì)單元的流線資料進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，通過已形成的主流線與主流線形成因素之間對(duì)應(yīng)關(guān)系，找到影響主流線形成的主要因素。

3．1 儲(chǔ)層滲透率與主流線關(guān)系

在與儲(chǔ)層滲透率相關(guān)的13條主流線中，水井位于高滲部位向低滲部位注水形成主流線的10條，占76．9%，容易形成主流線；相對(duì)均質(zhì)部位的油水井間形成3條，占23．1%，是形成主流線的次要因素；而低滲部位向高滲部位形成主流線為0，說明較難形成流線。

3．2 儲(chǔ)層厚度與主流線關(guān)系

在與儲(chǔ)層厚度相關(guān)的12條主流線中，由水井所處部位厚度大、油井所處部位厚度小形成主流線6條，占50%，是主要影響因素；油水井厚度差異較小的部位次之，形成5條，占41．7%，是次要影響因素；而水井位于厚度較小部位注水，油井位于厚度較大部位形成主流線只有1條，占8．3%，說明較難形成流線。

3．3 歷史流線與主流線關(guān)系

現(xiàn)狀油水井間的主流線中，有83．3%與歷史主流線方向相符。單元通過加強(qiáng)注水后，歷史次流線上也會(huì)形成主流線。但是歷史上無明顯流線，累計(jì)注入量較小，動(dòng)用狀況較差的部位較難形成流線。

3．4 壓力傳導(dǎo)梯度與主流線關(guān)系

油水井間壓力差梯度較大，是形成流線的有利條件，但是仍受到儲(chǔ)層發(fā)育狀況的影響，壓力傳導(dǎo)梯度過大也是儲(chǔ)層不連通的表現(xiàn)。壓力傳導(dǎo)梯度過低，不利于形成流線，在已形成流線的部位壓力傳導(dǎo)梯度過低是水竄的表現(xiàn) （例如2－0C165井）。結(jié)合單元儲(chǔ)層發(fā)育狀況與動(dòng)態(tài)調(diào)整認(rèn)識(shí)分析，主流線基本分布在壓力傳導(dǎo)梯度在0．05～0．07MPa／m 之間的流線方向；當(dāng)壓力梯度小于0．03MPa／m 時(shí)，因需要克服毛細(xì)管力、重力等因素影響無法形成流線。

表2 影響因素匯總表

經(jīng)過驗(yàn)證的主流線中與滲透率主流線相符的占58．3%，與厚度主流線相符占16．7%，與歷史流線相符占33．33%，與壓力傳導(dǎo)主流線相符占66．7% （表2）。滲透率、歷史流線和壓力傳導(dǎo)梯度是影響主流線的主要原因。

4 幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

1）實(shí)施矢量化井網(wǎng)調(diào)整后，沙河街組二段9砂組水驅(qū)控制儲(chǔ)量和井網(wǎng)狀況都得到較好改善。但是在靜態(tài)完善的注采井網(wǎng)下，地下流場的再造和水驅(qū)開發(fā)效果的改善受儲(chǔ)層發(fā)育、歷史生產(chǎn)情況和壓力場變化等因素影響。

2）水井位于滲透性好、儲(chǔ)層厚度大的有利部位注水比較容易形成流線。影響流線的因素中厚度、歷史流線、滲透率和壓力傳導(dǎo)梯度對(duì)單元主流線的影響作用依次增加。

3）注水開發(fā)過程中，油水井間壓力梯度較高是注水初期形成流線的有利條件，開發(fā)過程中壓力梯度過小說明存在水竄的危險(xiǎn)，合理控制油水井間壓力梯度是改造流場的有效途徑。單元主流線的壓力梯度基本在0．05～0．07MPa／m 之間。

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