雙河油田Eh3Ⅶ下層系提高采收率研究

李 紅

（中國(guó)石化河南油田分公司油氣開發(fā)管理部，河南南陽(yáng) 473132）

河南油田稀油注水開發(fā)油藏已進(jìn)入特高含水開采期，優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)嚴(yán)重制約著高含水油藏剩余油的挖潛，如何正確評(píng)價(jià)高含水后期優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)特征、高耗水條帶的分布以及剩余油分布規(guī)律，如何提高特高含水期水驅(qū)采收率，是目前迫切需要解決的課題。本文以雙河油田Ⅶ下層系油藏為例，從油藏的實(shí)際特征出發(fā)，深化了特高含水期水驅(qū)開發(fā)理念，針對(duì)特高含水期、耗水高的油藏，應(yīng)用流線數(shù)值模擬和歷史時(shí)變流線分析等方法，精細(xì)描述主力層高耗水條帶、層段，明確了平面高耗水條帶、縱向高耗水層段分布特征；應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)，定量描述了剩余油分布特征，確定了特高含水期流線轉(zhuǎn)變的合理頻次、流線轉(zhuǎn)變的合理角度，為礦場(chǎng)實(shí)施井網(wǎng)轉(zhuǎn)換提供了理論支持[1–2]。

1 制約 Eh3Ⅶ下層系“雙高單元”開發(fā)效果的主要因素

雙河油田 Eh3Ⅶ下層系位于泌陽(yáng)凹陷雙河鼻狀構(gòu)造的西北部，是一個(gè)由東南向西北上傾尖滅的構(gòu)造–巖性油藏，含油面積7.37 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量647.35×104t。到2017年12月，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度40.03%，綜合含水97.15%，處于“雙高”開發(fā)階段。

1.1 平面、縱向非均質(zhì)性嚴(yán)重，動(dòng)用差異大

統(tǒng)計(jì)雙河油田Ⅶ下層系139口井的測(cè)井解釋數(shù)據(jù)，平面非均質(zhì)性極強(qiáng)，各小層滲透率級(jí)差都大于6，主力層主體區(qū)采出程度高達(dá)58%，邊部采出程度僅28%，平面動(dòng)用不均勻。Eh3Ⅶ下層系包含Ⅶ4～Ⅶ18等15個(gè)含油小層，各小層物性參數(shù)差異較大，主力層Ⅶ6，8，9，10，11，13層采出程度平均45.6%；非主力層Ⅶ4，5，12，14，15，16，17，18層采出程度平均35%，分層動(dòng)用極不均衡。

1.2 單元高耗水條帶發(fā)育，無效注采循環(huán)加劇，開發(fā)效益變差

該單元油井開井?dāng)?shù)25口，日產(chǎn)油38.8 t，平均單井日產(chǎn)油1.6 t，平均單井日產(chǎn)液40.4 t，水油比高達(dá) 24.3。井網(wǎng)多次變遷及流線密集的區(qū)域形成連片狀分布的高耗水帶，注入水沿著低阻、強(qiáng)水洗程度部位逐步形成優(yōu)勢(shì)流動(dòng)；注入水存在短路循壞，注水波及范圍小，有效利用率低，開發(fā)效益變差。

1.3 剩余油分布復(fù)雜，挖潛手段單一

研究區(qū)處于“雙高”開發(fā)后期，平面上剩余油“差異分布，局部富集”。利用統(tǒng)計(jì)法、動(dòng)態(tài)分析法定量確定剩余油分布難度較大，且挖潛的方式主要是通過動(dòng)態(tài)調(diào)整，手段比較單一，效果不理想[3]。

2 高耗水條帶及剩余油識(shí)別

2.1 應(yīng)用油藏工程方法明確高耗水條帶分布特征

目前國(guó)內(nèi)外沒有形成較為完善的高耗水帶和層段的識(shí)別方法，本文主要以儲(chǔ)層非均質(zhì)研究為基礎(chǔ)，結(jié)合儲(chǔ)層物性、分配因子以及時(shí)變流線分析等方法，綜合判斷現(xiàn)階段地下高耗水條帶和層段的分布情況。

2.1.1 應(yīng)用儲(chǔ)層物性資料判斷高耗水條帶、層段的分布特征

根據(jù)小層平面滲透率、孔隙度分布，找出平面上潛在高耗水的區(qū)域，結(jié)合Eh3Ⅶ下層系各層平面非均質(zhì)情況及動(dòng)態(tài)生產(chǎn)資料得出，孔隙度大于20%及滲透率大于 200×10-3μm2的區(qū)域存在高耗水區(qū)域。如Ⅶ8層孔隙度大于20%且滲透率大于200×10-3μm2的區(qū)域主要分布6–117、J5–127等井區(qū)（圖1、圖2），這些區(qū)域定為高耗水區(qū)域[6–8]。

圖1 Ⅶ8小層孔隙度分布

圖2 Ⅶ8小層滲透率分布

2.1.2 利用分配因子定量表征優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)

分配因子即注水井向每口受效采油井分配流體量占水井總流體量的百分?jǐn)?shù)（圖3）。利用流線數(shù)值模擬輸出單個(gè)注水井分配給對(duì)應(yīng)受效采油井的流體量，繪制每口注水井的分配因子圖。通過流線數(shù)值模擬成果輸出注水井分配因子，根據(jù)每口注水井的分配因子判斷可能形成高耗水條帶的方向。本文將分配因子大于0.35的方向定為可能形成高耗水條帶的方向。

水井分配因子從0.25到0.33增大時(shí)，流線疏密程度變化不大，當(dāng)分配因子增大到0.35時(shí)，流線變得密集，分配因子再增大時(shí)流線密集程度無明顯變化，表明分配因子大于0.35后會(huì)形成優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)（圖4）。根據(jù)分配因子評(píng)判標(biāo)準(zhǔn)，識(shí)別出15個(gè)優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)方向（表1）。

圖3 4井方向分配因子為0.25時(shí)流線

圖4 4井方向分配因子為0.39時(shí)流線

表1 各注水井與受效井分水量關(guān)系

2.1.3 應(yīng)用時(shí)變流線分析法判斷優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)

利用歷史生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料對(duì) Eh3Ⅶ下層系歷史井網(wǎng)進(jìn)行恢復(fù)，根據(jù)不同時(shí)期注采連通關(guān)系，分析地下注采流線的形成與改變，判斷每個(gè)開發(fā)階段的流線分布狀況；同時(shí)利用下一階段油水井動(dòng)態(tài)變化特征驗(yàn)證上階段的推斷，并進(jìn)行修正。按照這種方法，逐一識(shí)別不同開發(fā)階段注采流線的分布狀況，流線較多的區(qū)域即為優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)區(qū)域，其他區(qū)域可認(rèn)為為弱勢(shì)流場(chǎng)區(qū)域。

從VII8主力層上傾區(qū)側(cè)6–907井組的流線分布圖上可以看出，側(cè)6-907井和T6-917井間形成封閉流線且流線密集，油水井間滲透率比其他幾個(gè)方向的滲透率要高。油水井距較小，井間滲流阻力小，且受高含水后期高注水倍數(shù)的沖刷，形成這兩口井間大孔道，即優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)（圖5、圖6）。利用時(shí)變流線分析法識(shí)別出21條優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)方向[9–10]。

圖5 2001年 Ⅶ8小層流線分布

圖6 2015年Ⅶ8小層流線分布

2.1.4 綜合判別平面高耗水帶、縱向上高耗水層段分布

通過儲(chǔ)層物性資料分析、分配因子定量描述、時(shí)變流線分布等相互印證，最終確定了平面高耗水帶、縱向上高耗水層段分布情況。

高耗水條帶主要分布在主體區(qū)，其中Ⅶ6層平面高耗水條帶呈連片（面積狀）分布，Ⅶ8層平面高耗水條帶呈窄條狀零散分布（圖7），Ⅶ10層高耗水條帶呈條帶狀分布?？v向上不同區(qū)域高耗水層段不同，主要分布在Ⅶ8層，其次為Ⅶ6，9，10層。

2.2 剩余油分布特征

圖7 Ⅶ8小層平面高耗水條帶分布

應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)，研究了多油層非均質(zhì)油藏剩余油分布特征，明確了特高含水期可動(dòng)用剩余油潛力區(qū)的分布?？v向上剩余油主要分布在原始儲(chǔ)量高、物性好的主力層Ⅶ8，9，10，11，剩余儲(chǔ)量231.75×104t，占總剩余地質(zhì)儲(chǔ)量59.2%。平面上剩余油“差異分布，局部富集”，注采分流線區(qū)域剩余油飽和度高于主流線區(qū)域，水驅(qū)波及程度較低；構(gòu)造高點(diǎn)及邊角部位剩余油飽和度較高，但剩余儲(chǔ)量豐度低；邊部壓力平衡區(qū)剩余油飽和度、剩余儲(chǔ)量豐度均較高。從Ⅶ8小層剩余油儲(chǔ)量豐度可以看出，在H7–1756井區(qū)剩余油飽和度都較高（圖8）。限定一類剩余油的參數(shù)界限，通過數(shù)模篩選法分析可知，剩余油富集的一類井區(qū)，剩余地質(zhì)儲(chǔ)量為4.5×104t。

圖8 Ⅶ8小層剩余儲(chǔ)量豐度分布

3 井網(wǎng)轉(zhuǎn)換政策界限

3.1 確定合理的井網(wǎng)形式

截取Ⅶ下層系7-117井組實(shí)際模型，進(jìn)行4點(diǎn)法井網(wǎng)、5點(diǎn)法井網(wǎng)、7點(diǎn)法井網(wǎng)、9點(diǎn)法井網(wǎng)以及行列井網(wǎng)等五種井網(wǎng)形式的適應(yīng)性研究。室內(nèi)研究結(jié)果表明，研究區(qū)在特高含水開發(fā)期的最佳井網(wǎng)形式為行列井網(wǎng)，其次為目前應(yīng)用的5點(diǎn)法面積井網(wǎng)和9點(diǎn)法面積井網(wǎng)。

3.1.1 一次合理流線轉(zhuǎn)變角度

建立五點(diǎn)法理想模型后，設(shè)計(jì)油水井距為 280 m，在模擬時(shí)間為10年時(shí)生產(chǎn)井含水率達(dá)到92%后，關(guān)停原井位注水井。通過改變注水井井位，實(shí)現(xiàn)流線旋轉(zhuǎn)，研究流線旋轉(zhuǎn)0°，15°，30°，45°時(shí)流線波及范圍變化、剩余油分布、累產(chǎn)油、采收率變化，進(jìn)而確定研究區(qū)流場(chǎng)轉(zhuǎn)變的最優(yōu)角度。從流線轉(zhuǎn)變45°剩余油分布圖可以看出，第一次流線轉(zhuǎn)變45°時(shí)，采收率提高幅度最大，提高采收率2.03%，對(duì)于優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)的調(diào)整最有效。

3.1.2 二次合理流線轉(zhuǎn)變角度

在一次井網(wǎng)調(diào)整的基礎(chǔ)上，進(jìn)行二次井網(wǎng)調(diào)整。主流線角度（從0°到30°）不斷增大，生產(chǎn)井的累計(jì)產(chǎn)油量、采收率都有所提高，且含水率下降，其中流線轉(zhuǎn)變角度為30°時(shí)，采收率提高幅度最大，提高采收率 1.2%，說明流線第二次轉(zhuǎn)變最佳角度為30°左右。

3.2 分區(qū)確定合理注采井距

根據(jù)不同的注采參數(shù)組合，共設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)方案30組。通過不同的預(yù)測(cè)時(shí)間，分析各個(gè)實(shí)驗(yàn)方案的主體和上傾區(qū)域的含水率達(dá)到極限含水率98%時(shí)的累產(chǎn)油、采收率等油田開發(fā)效果評(píng)價(jià)指標(biāo)的變化，對(duì)Eh3Ⅶ下層系的主體區(qū)和上傾區(qū)合理注采參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，得出主體區(qū)油水井最優(yōu)井距為300～340 m，上傾區(qū)最佳油水井距為200～230 m。

4 效果評(píng)價(jià)

4.1 開發(fā)指標(biāo)變好

通過對(duì)剩余油富集區(qū)域油井轉(zhuǎn)注、過路水井補(bǔ)孔以及油井補(bǔ)孔等措施，連通厚度由2015年的279 m增加到2017年的340 m，增加了61 m；動(dòng)態(tài)注采對(duì)應(yīng)率由2015年的64.2%提高到2017年的79.9%，動(dòng)態(tài)注采對(duì)應(yīng)率提高15.7%。

利用甲、丙型水驅(qū)特征曲線預(yù)測(cè)，最終采收率預(yù)測(cè)值均高于2015年研究區(qū)的標(biāo)定采收率（42.6%）。其中，利用甲型水驅(qū)曲線預(yù)測(cè)最終采收率為43.01%，提高了 0.41%；利用丙型水驅(qū)曲線預(yù)測(cè)最終采收率為43.12%，提高了0.52%。

4.2 增產(chǎn)提效顯著

通過對(duì)該單元主體區(qū)抽稀注采井網(wǎng)、上傾區(qū)井網(wǎng)加密、潛力區(qū)完善注采井網(wǎng)、優(yōu)化配注配液等綜合調(diào)整，階段降低無效產(chǎn)液 10.2×104t、無效注水9.6×104m3；動(dòng)態(tài)調(diào)整見效井階段增油0.18×104t，措施增油0.39×104t，凈創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益620×104元，增產(chǎn)增效明顯。

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）利用油藏工程方法明確高耗水條帶分布特征，對(duì)位于高耗帶的油水井實(shí)施大幅度動(dòng)態(tài)調(diào)整，單元增油降水效果顯著。

（2）低油價(jià)下，“雙高”單元提高采收率最有效的措施是對(duì)主體區(qū)抽稀井網(wǎng)、上傾區(qū)加密井網(wǎng)，通過分區(qū)建立有效的壓力驅(qū)動(dòng)體系，擴(kuò)大注水波及體積。

（3）細(xì)分注水、細(xì)分采油技術(shù)能夠有效抑制縱向極端高耗水層段，大幅改善高含水期薄差層的動(dòng)用程度，提高單元開發(fā)效果。