注采調(diào)整模式研究*

辛卓彤，魏真真，許 晶，彭嘉瑩，張 洋，紀(jì)亞楠

(山東石油化工學(xué)院，山東 東營 25700)

目前，對剩余油分布的分析，主要運(yùn)用地質(zhì)、油藏工程、數(shù)值模擬和微觀研究等方法[1]。在這些方法中，地質(zhì)方法的主體包括斷層分析、微構(gòu)造分析、測井二次解釋、成藏規(guī)律預(yù)測、巖體物理相、儲層流動單元和人工神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)等。地質(zhì)方法主要從微構(gòu)造、沉積相、巖石物理相、儲層流動單元、測井曲線與含水飽和度的人工神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)關(guān)系等方面對剩余油的分布進(jìn)行研究。例如，蘇聯(lián)選用投資少、效果顯著的水動力學(xué)方法[2]，如韃靼油區(qū)的羅馬什金大油田、巴什基里亞油區(qū)的杜馬茲油田、阿爾蘭油田和西西伯利亞的薩莫特洛爾大油田等，對高含水油藏采用水動力學(xué)方法，進(jìn)一步提高了開發(fā)的效率成果，有著非常明顯的降水增產(chǎn)效果；美國則主要采用加密井網(wǎng)強(qiáng)化采油和關(guān)閉高含水井的方法，如德克薩斯油田的如東地區(qū)采用了加密井網(wǎng)強(qiáng)化采油和關(guān)閉高含水井的方法，在整個德克薩斯油田取得了較好的降水量增油效果。

數(shù)值模擬方法以其可視化、偏差較小的優(yōu)勢在高含水油藏中得到發(fā)展：一方面，流線模型可以直觀地顯示油藏在任一時間步下的流線分布規(guī)律，為研究油水優(yōu)勢通道提供依據(jù)；另一方面，流線模擬結(jié)果可以給出任一時間步下的單井注采量分配關(guān)系，進(jìn)而通過計算注水效率，評價水驅(qū)的開發(fā)結(jié)果。利用流線數(shù)值模擬技術(shù)，在流線調(diào)整模式的指導(dǎo)下，通過矢量化注采調(diào)整與參數(shù)優(yōu)化，可以改變地層滲流場，使剩余油重新分布，提高注入水波及系數(shù)，實現(xiàn)控水穩(wěn)油效果，并通過可視化的實現(xiàn)，達(dá)到節(jié)水、環(huán)保和智能化的油藏管理目標(biāo)。

1 剩余油控制因素

影響剩余油控制的因素可總結(jié)為兩種：地質(zhì)因素和開發(fā)因素。其中，地質(zhì)因素主要包括儲層的非均質(zhì)性、沉積特征，以及構(gòu)造特征[3]。

1.1 儲層非均質(zhì)性

儲層非均質(zhì)特征直接影響著流體的地下運(yùn)動狀況。垂向上的非均質(zhì)差異，造成高滲段注入水突進(jìn)快，降低了低滲透段的驅(qū)替效果而形成剩余油；平面上，同一相帶的邊角部位物性差，注入水也難以波及而形成剩余油富集區(qū)。其中，層間的夾層對剩余油的分布也有較大的影響。由于夾層的滲透率較低，可以使不同的含油儲層完全隔離，形成不同的油水運(yùn)動單元，剩余油主要分布在隔夾層的下部和上部，而隔夾層的下部由于遮擋作用，其調(diào)集程度欠佳，因而聚集了部分的剩余油[4]；臨近儲集層的隔層的上部往往由于下端底水錐進(jìn)，造成了油氣井的含水速率上升加速，因為夾層上部的遮擋作用而形成，從而富集形成剩余油。平面非均質(zhì)性主要受沉積影響，注入水總是對分流河道這樣物性好、滲透率高的沉積相起主導(dǎo)作用，而對低滲區(qū)則很難看到注水效果，因而存留大量的剩余油。在開采的過程中，二維非均質(zhì)性與井網(wǎng)布署、平面注水波及系數(shù)和剩余及分布等因素緊緊相連[5]。此外，還有層內(nèi)非均質(zhì)性油藏儲層內(nèi)的物性特征對層內(nèi)的非均質(zhì)性有很大的影響，主要是滲透率特征對剩余油的影響。注入水注入地層后，首先向高滲部位流動，水淹程度較高，低滲區(qū)域則因注水程度相抵較低并且無匯入水的波及導(dǎo)致剩余油大量富集[6]。

1.2 沉積特征

沉積層微相是調(diào)節(jié)油水平面運(yùn)動及剩余油平面分布的主要原因[7]。在不同的微相中，由于油水運(yùn)動規(guī)律不同，剩余油分布特征也不同，因此研究不同沉積體系中各沉積微相剩余油分布規(guī)律具有重要的意義。

在河道沉積體系中，注入水總是就近進(jìn)入河道，并沿河道下游方向迅速前進(jìn)；之后再向河道上游和兩側(cè)轉(zhuǎn)移。不管井布置在哪種微相上，注入水都總是如此，形成規(guī)律。在河道砂巖體系中，注入水從下部前進(jìn)，一般砂體層次規(guī)律都是由下向上逐漸變細(xì)。同層、在同層次中，內(nèi)上下滲透率差別越大，非均質(zhì)性越明顯，底段水洗也越嚴(yán)重，所以河流砂體屬于底部水洗型。灘壩型砂體，如河口壩、邊心灘，一般呈現(xiàn)反韻律層序：在重力和毛管力的共同作用下，注入水注入時相對平局穩(wěn)進(jìn)，水流推入較慢，水線的淹沒厚度大，層內(nèi)水洗均勻。

1.3 構(gòu)造特征

在實際開發(fā)過程中，構(gòu)造特征對剩余油分布的影響尤為明顯，特別是斷層的影響。由于斷層的遮擋作用，會使各含油區(qū)域相互隔離，形成獨(dú)立的油水單元，因此，在實際開發(fā)過程中，由于不能準(zhǔn)確地認(rèn)識斷層，布置井網(wǎng)很容易形成有采無注，或有注無采，甚至無注無采的注采系統(tǒng)，從而使剩余油在斷層附近富集。由于斷塊的斷層數(shù)目較大，在斷層遮擋作用下形成的剩余油分布類型也較為普遍。

1.4 開發(fā)因素

在開發(fā)的所有因素中，最主要的是注采的完整性，以及該系統(tǒng)與地質(zhì)布置的合理性。對于砂體分布散、發(fā)展不夠完整或數(shù)量小的油藏，會造成注采井井網(wǎng)調(diào)節(jié)能力低和剩余油的富集。由于斷塊的塊縱向油層分布集中、層數(shù)較多，因此開發(fā)過程中均是采用合層開發(fā)的方式。這種開發(fā)方式有可能造成層間干擾現(xiàn)象較為嚴(yán)重，表現(xiàn)為：滲透率高的油層優(yōu)先開采、快速水淹，而低滲油層動用程度較低，甚至沒有得到動用，從而使剩余油就分布在這些動用程度不高的或沒有動用的油層中。

2 流線數(shù)值模擬

數(shù)值模擬是優(yōu)化注采調(diào)配的有效手段，可提高指導(dǎo)調(diào)配效果。崔傳智利用油藏數(shù)值模擬，建立了實現(xiàn)均衡驅(qū)替時不同井組綜合含水率時配產(chǎn)配注量圖版[8]。流線模擬技術(shù)能夠?qū)⑷S模擬模型還原為一系列的一維流線模型，同時還可以進(jìn)行流體流動計算，具有處理更大數(shù)量級數(shù)據(jù)的計算優(yōu)勢[9-12]。流線能夠體現(xiàn)地下油、氣、水的流動與分布規(guī)律及屬性參數(shù)的大小。

2.1 矢量化調(diào)配總體思路

在合理注采井組分區(qū)及注采劈分的基礎(chǔ)上，對儲層采取非均質(zhì)的等效處理后，開展流線數(shù)模輔助分層矢量化調(diào)配。針對注水開發(fā)過程中存在的平面矛盾和縱向矛盾，分別從平面上油井調(diào)整產(chǎn)液量，縱向上水井分層注水兩個角度，將油藏三維方向的流動全部考慮在內(nèi)，進(jìn)行綜合注采調(diào)配[13]。調(diào)配依據(jù)是根據(jù)計算獲得不同注采單元的滲流阻力系數(shù)，并依據(jù)推導(dǎo)獲得的滲流阻力與產(chǎn)液量或者注入量的關(guān)系式，對注采井組進(jìn)行定量化的注采調(diào)配。

2.2 流線定義以及流線模擬的優(yōu)勢

流線的定義很多，從油藏開發(fā)角度來看，流線可以定義如下：流線為流場中線上每一流體質(zhì)點(diǎn)同一時刻的速度矢量都和它相切的曲線。

流線可以較為直觀的顯示油井中流體在注入井與生產(chǎn)井之間的整體路線，是流體質(zhì)點(diǎn)從注入井向生產(chǎn)井自身流動的路線。實質(zhì)上，水井的注入水前緣到達(dá)生產(chǎn)井井底后，在油水井之間形成注采流動通道簇。

將油田開采的多項指標(biāo)與之前的多項指標(biāo)比較，將地質(zhì)數(shù)據(jù)模型與油藏真實數(shù)據(jù)無限接近，從而直觀可靠的展現(xiàn)了地下油、氣、水的流動和分布區(qū)域。歷史擬合將模擬油藏的注采過程，反映儲層中油氣水液流的分布規(guī)律，并且數(shù)值模擬的精確性也直接決定了油藏剩余油計算的精確性和分布的規(guī)律[13]。流線數(shù)值模擬明確了注采調(diào)整研究中流體的流動分布情況，對油藏中剩余油的開采方法的制定與開發(fā)方案的調(diào)整起到了重要的作用[14]。

3 注采調(diào)整模式及應(yīng)用分析

3.1 模式一：降液與調(diào)配相結(jié)合

通過對4-8N18井組示蹤劑監(jiān)測顯示，平面、層間吸水狀況存在一定差異。產(chǎn)出井示蹤劑顯示，主流線分水系數(shù)是分流線的4.8倍，流線固定。針對這一情況采取一定的調(diào)整對策：8-217抽稀至5253采油，產(chǎn)液量為 17.6 t/d，產(chǎn)油量為 1.1 t/d，含水率為93.5%。

措施實施之后，效果顯著，8N16、9N18的水驅(qū)效果變好，日增液 17 t，日增油 1.1 t。

對比4-8N18井組調(diào)整前后流場的變化情況發(fā)現(xiàn)，原流場存在固定的主流線方向(向4-8-217井供液)，調(diào)整后，改變了固定流線流動的現(xiàn)狀，提高了弱驅(qū)流線分布，因此注水井向各個方向的流動變得更加均衡，波及范圍更廣。如圖1、圖2。

圖1 4-8N18井組調(diào)整前

圖2 4-8N18井組調(diào)整后

3.2 模式二：增注引效提高控制

注水無法波及到的部分生產(chǎn)井，以及非主力層，主要工作為提高水驅(qū)儲量有效動用，實施有效提液引效[15]；預(yù)計儲量動用程度上升14.6%，注采對應(yīng)率提高27.6%。并且對52層進(jìn)行措施調(diào)整：油井歸位2口，轉(zhuǎn)注1口，新水井1口。

通過流線數(shù)值模擬圖(圖3、圖4)看出，52層注水無法波及到部分生產(chǎn)井，需要有效提液增加注入量，因此，打新水井4-14-211，油井4-8-219轉(zhuǎn)注，建立新的流線，從而提高了對儲量的控制程度。

圖3 52層調(diào)整前流線圖

圖4 52層調(diào)整后流線圖

3.3 模式三：調(diào)整注采+封堵高滲層

GO4-13-19井層間注入差異大。2020年5月，實施層間調(diào)整：61+2層頭死嘴，強(qiáng)化55層注入，對應(yīng)油井GO4-13-20日增油 0.8 t，產(chǎn)量保持穩(wěn)定。2020年5月實施層間調(diào)整后，61+2層頭死嘴，強(qiáng)化55層注入。從流線圖(圖5、圖6)中看出，水井4-13-19對油井4-13-20的注入量明顯增強(qiáng)，有效封堵高滲層，強(qiáng)化開采中低滲透層。

圖5 調(diào)整前55層井4-13-19與井4-13-20的流線圖

圖6 調(diào)整后55層井4-13-19與井4-13-20的流線圖

3.4 模式四：細(xì)分注水

水井6-30-455注水545561層，吸水剖面解釋成果顯示，縱向吸水能力不均衡。其中，5455層吸水能力差，61層吸水能力強(qiáng)。6-30-455細(xì)分注水，強(qiáng)化5455層注水量(由 53 m3提高到 103 m3)。在實施細(xì)分注水后，井組累積增油 220 t，綜合含水下降0.4%。

3 結(jié)論

在理論分析的基礎(chǔ)上，將流線數(shù)值模擬應(yīng)用于高含水油藏的開發(fā)開采中，并通過注采調(diào)配提高采收率，進(jìn)一步提高開采效率[12]。在總結(jié)現(xiàn)有注采配模式及見效特點(diǎn)基礎(chǔ)上，研究多指標(biāo)的注采調(diào)整模式，通過對油藏的地質(zhì)特征，以及流體特征、滲流物理特征的分析，得出：①通過控制剩余油因素尋找剩余油的富集區(qū)，重新劃分井網(wǎng)系統(tǒng)，以增強(qiáng)對剩余油控制；②對現(xiàn)有的注采調(diào)配模式開展研究，總結(jié)形成了注采調(diào)配模式及見效特點(diǎn)；③優(yōu)化流線數(shù)模輔助矢量化注采調(diào)配策略，確定注采調(diào)配方向和策略，實現(xiàn)油水井動態(tài)調(diào)配可視化；④以油藏數(shù)值模擬結(jié)果為基礎(chǔ)，實現(xiàn)油水井注采調(diào)配的矢量化，提高注采調(diào)配見效率。