注采連通性計算及滲流通道的定量識別

吳曉慧，鄧景夫，陳曉明，劉 學，王 龍

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

渤海南部油田主要為中輕質(zhì)油藏，多以水平井開發(fā)為主，儲層展布復雜且平面非均質(zhì)性強，隨著油田進入中高含水階段，注采井間優(yōu)勢滲流通道嚴重制約著油田的高效開發(fā)。而正確認識注采連通性及識別滲流通道是水驅(qū)開發(fā)后期生產(chǎn)策略優(yōu)化的前提。目前注采連通性研究方法主要為傳統(tǒng)分析方法和動態(tài)反演方法。其中，傳統(tǒng)分析方法包括示蹤劑法[1-2]、試井分析法[3-4]、地球化學方法[5-6]等，該類方法一般費用高，耗時長，且計算出的僅僅是定性或半定量的結(jié)果。動態(tài)反演方法包括流線模型[7-8]、多元回歸模型[9-10]、阻容模型[11-12]等，其中阻容模型由于考慮了井間信號的衰減和滯后[13]，更加符合油藏實際滲流特征，應用最為廣泛。但上述動態(tài)反演方法求取的注采連通系數(shù)反映的僅僅是注采井間的注水貢獻率。因此，對阻容模型進行改進，通過分析注采結(jié)構(gòu)對注水貢獻率計算值的影響，推導出可真實反映注采井間連通系數(shù)的公式。同時，為了定量表征井間儲層物性隨注水沖刷的變化程度和變化規(guī)律，提出一種新的物理表征參數(shù)——無因次連通系數(shù)，進行滲流通道的識別[14-15]，可指導酸化或調(diào)剖等開發(fā)措施。

1 注采連通系數(shù)數(shù)學模型推導

1.1 阻容模型及存在問題

阻容模型是根據(jù)信號處理理論，考慮了井間信號的衰減和滯后，在物質(zhì)平衡方程的基礎上推導求得的油井產(chǎn)液量與初期產(chǎn)液量、注水井注水量和油井井底流壓的關系式。通過建立最優(yōu)化方程[16-17]，利用歷史動態(tài)數(shù)據(jù)反演求解。

(1)

由式(1)可知，阻容模型中的系數(shù)λij實際為注水井i對采油井j的注水貢獻率。注水貢獻率是指注水井流向某口受效采油井的注水量與總注水量的比值，注水貢獻率反映的是某時刻注水井向各方向注水分配量的相對大小，并不能準確地反映注采井間的連通性。

1.2 注采連通系數(shù)數(shù)學模型建立

將式(1)反推，得到注水貢獻率的函數(shù)表達式：

λij=f(τjJj,qj,Ii)

(2)

式中：λij為注水井i流向采油井j的注水量百分比；τjJj反映了注采井間的連通性，即注采連通系數(shù)；qj反映了井組中每口生產(chǎn)井的產(chǎn)液情況，即產(chǎn)液比例；Ii反映了井組注水量，即井組注采比。

由此說明，注水貢獻率除了與連通系數(shù)有關外，還與產(chǎn)液結(jié)構(gòu)和注采比有關。為了獲得注水貢獻率與產(chǎn)液結(jié)構(gòu)和注采比的關系，建立一個均質(zhì)模型，該模型采用五點法井網(wǎng)。利用單因素敏感分析法，通過分別改變注采比和產(chǎn)液比例設計了12個方案，然后利用阻容模型計算各方案注水貢獻率。

(1) 當井組注采比小于等于1時，目前注水貢獻率等于均衡驅(qū)替條件下的注水貢獻率；當注采比大于1時，目前注水貢獻率與注采比呈倒數(shù)關系：

(3)

式中：(λij)均衡為產(chǎn)液結(jié)構(gòu)均衡且注采比為1時，注水井i對采油井j的注水貢獻率；IPRt為t時刻的注采比。

(2) 注水貢獻率與產(chǎn)液比例呈線性關系：

(4)

將式(3)和式(4)代入式(2)，消掉注采結(jié)構(gòu)的影響，推導求出注采連通系數(shù)計算公式：

(5)

式中：(ICij)t為t時刻注水井i與采油井j之間的注采連通系數(shù)。

2 無因次連通系數(shù)識別滲流通道

2.1 無因次連通系數(shù)計算

由于注采連通系數(shù)只是代表了某時刻的連通性，為了更方便、準確地識別儲層物性隨時間的變化規(guī)律和變化程度，引入無因次連通系數(shù)[18-24](DICij)t概念，定義為t時刻的注采連通系數(shù)與投產(chǎn)初期的注采連通系數(shù)的比值：

(6)

式中：(DICij)t為t時刻注水井i與采油井j之間的無因次注采連通系數(shù)；(ICij)t0為初始時刻注水井i與采油井j之間的注采連通系數(shù)。

當無因次連通系數(shù)等于1時，表示儲層物性未變化；當無因次連通系數(shù)大于1時，值越大，物性變得越好。這種情況有2種可能，一是酸化壓裂等措施見效，二是長期注水沖刷形成了優(yōu)勢滲流通道；當無因次連通系數(shù)小于1時，值越小，物性變得越差，這種情況也有2種可能，一是調(diào)剖堵水等措施見效，二是在生產(chǎn)過程中儲層出現(xiàn)了堵塞。

2.2 滲流通道的定量識別

在上述機理模型的基礎上，通過改變注水井W1與采油井P1的無因次連通系數(shù)設計了14個方案，不同方案的剩余油飽和度如圖1所示，并將各方案W1井與P1井的無因次連通系數(shù)與采收率的關系繪制成曲線(圖2)。

圖1 不同無因次連通系數(shù)下的剩余油飽和度

圖2 無因次連通系數(shù)與采收率關系曲線

由圖2可知[20]，無因次連通系數(shù)為0.8～1.2時，采收率變化不大，與正常滲流情況下的采收率相比變化幅度在1%之內(nèi)；無因次連通系數(shù)小于0.8時，隨著無因次連通系數(shù)的減小，采收率急劇下降；無因次連通系數(shù)大于1.2時，隨著無因次連通系數(shù)的增大，采收率明顯下降。基于此，進行滲流通道的劃分：無因次連通系數(shù)大于1.2時，判定為優(yōu)勢通道，建議進行調(diào)剖、堵水；無因次連通系數(shù)為0.8～1.2時，判定為正常滲流，注采井間儲層物性基本未變化；無因次連通系數(shù)小于0.8時，判定為儲層堵塞，治理方向為酸化解堵。

3 礦場應用

3.1 指導注采連通性定量表征

BZ油田南塊位于渤海南部海域，目的層為明下段，為淺水三角洲沉積。油田屬高孔、高滲、中高黏度油田，投產(chǎn)以來一直采用注水開發(fā)方式。其中1 380砂體共有油井4口，注水井2口。2015年6月，砂體進入中含水開發(fā)期，產(chǎn)量進入遞減階段。截至2017年底，砂體采出程度為21.5%，區(qū)塊綜合含水已達75.0%，注水效率低。正確認識該砂體注采井間連通性及識別滲流通道對未來開發(fā)方案的調(diào)整有重要意義。

選取1 380砂體進行研究，整理各井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)及地質(zhì)靜態(tài)參數(shù)，利用文中研究方法分別計算出各注采井間的連通系數(shù)，并在井位圖上表示出來(圖3)，線條粗細代表注采連通系數(shù)的大小，線條越粗，連通系數(shù)越大。計算結(jié)果顯示：C11H與C15之間連通系數(shù)僅為0.1，連通性差；C11H與C12H之間的連通系數(shù)為0.5，連通性好；C11H與C13H之間的連通系數(shù)為0.4，連通性好；C17H與C15H、C16H之間的連通系數(shù)均為0.5，連通性好。

圖3 BZ油田1380砂體注采連通系數(shù)分布

3.2 指導優(yōu)勢滲流通道識別

為表征注采井間連通性隨時間的變化情況，根據(jù)式(6)計算出該砂體注采井間的無因次連通系數(shù)(表1)。根據(jù)計算結(jié)果可知，C11H與C12H之間的無因次連通系數(shù)為1.3，判定存在注水優(yōu)勢通道；其余注采井間的無因次連通系數(shù)均為0.8～1.2，判定為正常滲流。

表1 BZ油田1 380砂體無因次注采連通系數(shù)

針對C11H與C12H間存在注水優(yōu)勢通道的情況，對注水井C11H制訂了微球+泡沫復合調(diào)驅(qū)方案。調(diào)驅(qū)的整體思路是：①注入微球前置段塞封堵高滲通道；②注入多個泡沫調(diào)驅(qū)主段塞，實現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向，并根據(jù)實施過程中注入情況進行調(diào)驅(qū)注入?yún)?shù)調(diào)整；③調(diào)驅(qū)結(jié)束后恢復注水，擴大水驅(qū)平面波及體積。

首先通過室內(nèi)物理模擬實驗對起泡劑進行優(yōu)選，然后使用CMG化學驅(qū)數(shù)值模擬軟件對影響泡沫調(diào)驅(qū)效果的氣液比、段塞體積、注入方式等關鍵參數(shù)進行優(yōu)選。綜合以上參數(shù)優(yōu)選結(jié)果，設計總調(diào)驅(qū)方案：注入前置段塞體積為1.15×104m3，微球濃度為0.2%，注氣量為86.4×104m3，注液量為1.35×104m3，氣液比為1∶1，段塞式注入方式。

2017年12月對C11H實施了調(diào)驅(qū)，于2018年4月調(diào)驅(qū)措施見效，見效后砂體日產(chǎn)液基本未變化，日產(chǎn)油由332 m3/d增加至382 m3/d，措施日增油為50 m3/d，含水率由75%下降至70%，含水率下降5個百分點，C11H與C12H間的無因次連通系數(shù)由1.3下降至1.0，降水增油效果明顯。

截至2018年年底，該項研究已在渤海南部3個注水油田得到應用，指導水井調(diào)剖5井次，油井酸化解堵4井次，9口井措施均明顯見效，合計日增油為214 m3/d，預計累計增油10.2×104m3。

4 結(jié) 論

(1) 推導出平面注采連通性定量計算新方法，該方法在阻容模型的基礎上，消除了注采結(jié)構(gòu)的影響，解決了前人研究中只能計算到注水貢獻率的局限，計算結(jié)果更符合油田生產(chǎn)實際。

(2) 提出無因次連通系數(shù)概念來定量表征注采井間連通系數(shù)隨時間的變化程度，根據(jù)無因次連通系數(shù)對采收率的影響劃分滲流通道級別，當無因次連通系數(shù)大于1.2時，判定為優(yōu)勢通道，建議進行調(diào)剖、堵水；當無因次連通系數(shù)為0.8～1.2時，判定為正常滲流；當無因次連通系數(shù)小于0.8時，判定為儲層堵塞，治理方向為酸化解堵。

(3) 研究成果應用在渤海南部油田，在正確反演出井間連通性的基礎上，成功指導9口井實施調(diào)剖和酸化措施，合計日增油為214 m3/d，均取得較好的降水增油效果。