河流相水平井井網(wǎng)油田穩(wěn)油控水研究與實(shí)踐
——以渤中S油田為例

雷 源，張建民，王西杰，孫廣義，常會(huì)江

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452)

河流相水平井井網(wǎng)油田穩(wěn)油控水研究與實(shí)踐
——以渤中S油田為例

雷 源，張建民，王西杰，孫廣義，常會(huì)江

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452)

渤中S油田是發(fā)育于極淺水三角洲沉積體系的中型常規(guī)油油田，具有單砂體油層厚度薄、儲(chǔ)層橫向變化快、縱向上多期河道砂體相互交錯(cuò)疊置的特征；油田采用水平井分層系開發(fā)，開發(fā)進(jìn)入中含水期后，含水快速上升，產(chǎn)量大幅遞減。為了實(shí)現(xiàn)油田高效開發(fā)，研究應(yīng)用了復(fù)雜河流相油田大井距單河道精細(xì)描述技術(shù)、水平井注采井網(wǎng)流場(chǎng)重構(gòu)的優(yōu)化注水技術(shù)及水平井全壽命提液技術(shù)。這些技術(shù)應(yīng)用后取得了較好的開發(fā)效果，確保了該油田的高效開發(fā)。

渤中S油田；河流相；單河道描述；水平井注采井網(wǎng)；穩(wěn)油控水

渤中S油田是發(fā)育于極淺水三角洲沉積體系的中型常規(guī)油油田，主要含油層系為明下段Ⅱ油組，儲(chǔ)層孔隙發(fā)育。作為渤海油田首個(gè)以水平井一次井網(wǎng)成型開發(fā)的邊水油藏，油田開發(fā)初期獲得了較好的開發(fā)效果，投產(chǎn)7年采出程度已接近18%。隨著油田逐步進(jìn)入中高含水期，穩(wěn)油控水難度越來越大。因此，針對(duì)該油田地質(zhì)和開發(fā)特點(diǎn)開展提高采收率研究勢(shì)在必行。

1 油田穩(wěn)產(chǎn)面臨的挑戰(zhàn)

1.1 單砂體精細(xì)描述難度大，剩余油表征困難

渤南地區(qū)新近系明化鎮(zhèn)組主力油層為河湖相交互沉積，儲(chǔ)層以分流河道及水下分流河道沉積為主[1-2]，由于受河道控制，砂體相帶窄，河道多級(jí)分叉、改道及切割疊置，儲(chǔ)層隔夾層發(fā)育、非均質(zhì)性強(qiáng)；主力油層隔夾層的級(jí)次、成因機(jī)理及平面分布范圍不明確。渤中S油田主要是基于單砂體水平井網(wǎng)開發(fā)，開發(fā)井距大、資料相對(duì)較少，缺乏利用水平井資料開展儲(chǔ)層精細(xì)研究的技術(shù)手段，采用常規(guī)技術(shù)難以實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)集層的精細(xì)描述，為剩余油挖潛帶來很大困難。

1.2 海上水平井注采井網(wǎng)穩(wěn)油控水經(jīng)驗(yàn)不足

水平井注采井網(wǎng)具有投產(chǎn)初期產(chǎn)能高、無水采油期長(zhǎng)的特點(diǎn)，但是，一旦見水含水上升速度快，產(chǎn)量遞減大。區(qū)別于定向井注采井網(wǎng)測(cè)試資料豐富、措施類型多樣的特點(diǎn)，海上水平井注采井網(wǎng)測(cè)試成本高，措施方式單一，往往僅能靠提液實(shí)現(xiàn)增油效果。除此之外，控水技術(shù)受制于河流相油田的地質(zhì)復(fù)雜性，為優(yōu)化注水研究帶來很多不確定性。如何對(duì)類似井網(wǎng)實(shí)施有效的穩(wěn)油控水，海上經(jīng)驗(yàn)較少，為油田改善水驅(qū)效果帶來很大難度。

2 大井距河流相油田儲(chǔ)層精細(xì)表征研究

2.1 復(fù)合河道的精細(xì)刻畫

河流相油田開發(fā)過程中，存在注采受效不明顯、水驅(qū)程度不均、剩余油分布復(fù)雜等情況。為充分挖掘油田剩余油，改善油田開發(fā)效果，提高采收率，必須對(duì)復(fù)合砂體開展精細(xì)儲(chǔ)層研究，把地質(zhì)研究精細(xì)至單一成因級(jí)別。

渤南地區(qū)新近系明化鎮(zhèn)組下段，整體上具有較低的砂地比，砂體通過地震資料可得到較好識(shí)別[3-4]。在目的層段，地震資料同相軸連續(xù)性好，信噪比與分辨率較高，地震資料品質(zhì)好。因此，通過地震屬性資料對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行追蹤，能有效表征砂體的疊置關(guān)系，刻畫出河道邊界。

本文河道邊界刻畫主要使用地震反演資料，其中波阻抗低值對(duì)應(yīng)砂巖，而波阻抗高值表現(xiàn)為砂巖尖滅。本文根據(jù)地震相與砂巖的對(duì)應(yīng)關(guān)系總結(jié)出5種識(shí)別河道邊界的地震相響應(yīng)特征(圖1)。

圖1 地震相的河道識(shí)別模式

受地震分辨率影響，利用地震相刻畫的河道邊界存在不確定性，需借助測(cè)井資料對(duì)地震相刻畫的結(jié)果進(jìn)行修正，并通過測(cè)井資料對(duì)地震相的識(shí)別模板進(jìn)行驗(yàn)證。實(shí)鉆開發(fā)井表明，地震相刻畫的河道邊界絕大部分與測(cè)井相吻合，只有個(gè)別地方存在差異，需要對(duì)河道邊界進(jìn)行修正。以渤中S油田明化鎮(zhèn)組下段Ⅱ油組1小層1-1167砂體為例，在順河道地震剖面上，河道具有明顯的“頂平底凸”的特征；測(cè)井相上呈正韻律的二元結(jié)構(gòu)特征，通過井震結(jié)合能夠有效區(qū)分河道邊界。橫切河道方向，各條河道邊界清晰，疊置關(guān)系也很明顯，甚至可以分辨出河道的演化順序。結(jié)合測(cè)井相特征，在地震剖面上進(jìn)行解釋追蹤，最終刻畫出目標(biāo)砂體的河道平面展布形態(tài)。

2.2 單河道的精細(xì)刻畫

復(fù)合河道表現(xiàn)為多個(gè)正韻律特征，測(cè)井反映的部分單層砂巖可能是復(fù)合河道砂體的厚度。分流河道砂體內(nèi)部結(jié)構(gòu)極為復(fù)雜，主要表現(xiàn)為縱向上由不同期次的分流河道砂體相互疊置，形成10～20 m的厚油層，層間夾層不連續(xù)；平面上由多條河道側(cè)向遷移，形成大面積分布的復(fù)合砂體，儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重。因此，以測(cè)井曲線形態(tài)為基本依據(jù)，以不同沉積模式為理論指導(dǎo)，可以把相互疊置的分流河道厚砂層細(xì)分對(duì)比到可追蹤的單一分流河道沉積單元。如圖2所示，該期復(fù)合河道垂向上依據(jù)測(cè)井響應(yīng)特征可細(xì)分出兩期單河道。

復(fù)合河道砂體存在多期單河道疊置時(shí)，地震反射特征有所變化，其變化與單河道的疊置關(guān)系、夾層發(fā)育位置等組合特征有關(guān)。綜合研究及實(shí)踐證明，當(dāng)兩期單河道疊置時(shí)，地震反射波形會(huì)變“胖”或呈復(fù)波，頻率降低，在平面上通常反映為低頻分布區(qū)。單河道的疊置特征與其對(duì)應(yīng)的地震響應(yīng)特征可分為兩種類型：①一期單河道不存在多期河道疊置時(shí)，對(duì)應(yīng)的地震波形呈簡(jiǎn)單對(duì)稱形態(tài)；②兩期單河道疊置時(shí)，對(duì)應(yīng)的地震波形為復(fù)波或者波形呈不對(duì)稱形態(tài)。

圖2 復(fù)合河道的垂向單河道劃分

河流相油田儲(chǔ)層隔夾層主要分布于分流河道末梢、分流間灣以及多期河道疊置區(qū)域，通過對(duì)單河道識(shí)別，可有效指導(dǎo)儲(chǔ)層隔夾層分布范圍的刻畫，為剩余油挖潛奠定基礎(chǔ)。如圖3所示，受河道疊置及隔夾層遮擋作用影響，注水井A9、A19井對(duì)應(yīng)受效井主要為A15和A20井，而A40井周水驅(qū)動(dòng)用程度低、剩余油富集，具備挖潛剩余油潛力。該井自2014年10月補(bǔ)孔，平均日產(chǎn)油40 m3，含水一直低于20%，進(jìn)一步證實(shí)了A40井井周剩余油富集。

通過單河道刻畫、隔夾層描述和三維精細(xì)地質(zhì)模型表征，有效指導(dǎo)了該油田方案部署及指標(biāo)預(yù)測(cè)。其中，渤中S油田20口綜合調(diào)整井于2015年實(shí)施完畢，儲(chǔ)集層鉆遇率達(dá)到98%，厚度誤差小于3 m，預(yù)測(cè)平均單井日產(chǎn)油、含水率與設(shè)計(jì)基本一致；低含水期維持半年，證實(shí)儲(chǔ)層精細(xì)表征準(zhǔn)確，調(diào)整后油田日產(chǎn)油增加992 m3，增幅45%，油田采收率提高3%。

圖3 兩期單河道的空間展布及隔夾層發(fā)育展布

3 水平井注采井網(wǎng)穩(wěn)油控水技術(shù)

3.1 水平井注采井網(wǎng)流場(chǎng)重構(gòu)的優(yōu)化注水技術(shù)

優(yōu)化注水的技術(shù)關(guān)鍵是確定注水井對(duì)其受效油井的分配系數(shù)[5-7]。規(guī)則井網(wǎng)往往采用幾何平均法計(jì)算注采井間的注入量及產(chǎn)量分配系數(shù)，不規(guī)則井網(wǎng)及聯(lián)合井網(wǎng)確定產(chǎn)量分配系數(shù)往往無標(biāo)準(zhǔn)參考。在綜合考慮儲(chǔ)層非均質(zhì)性與油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化基礎(chǔ)上，本文提出通過流場(chǎng)分析方法，分別對(duì)聯(lián)合注采井網(wǎng)及水平注采井網(wǎng)進(jìn)行流場(chǎng)重構(gòu)，使注采分配系數(shù)更為合理。

3.1.1 聯(lián)合井網(wǎng)注采分配系數(shù)優(yōu)化

以相控精細(xì)地質(zhì)模型為基礎(chǔ)，利用流線模擬器進(jìn)行開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)[8-9]，重點(diǎn)擬合現(xiàn)場(chǎng)井間受效情況，擬合油水井的連通情況，通過計(jì)算每口注水井注水量平面劈分量，量化油井泄流面積、注水井水驅(qū)波及面積，修改配產(chǎn)配注，進(jìn)一步計(jì)算分配系數(shù)調(diào)整后的井組增油量。

以B13H井為例，該井受定向井A31和水平井A11H共同注水影響，兩口水井分配系數(shù)如圖4所示。通過流線模擬發(fā)現(xiàn)，A11H井對(duì)B13H井注水貢獻(xiàn)更小一些，與以往認(rèn)識(shí)差異較大(圖5)。2015年9月以后，采用流線模擬計(jì)算的分配系數(shù)優(yōu)化兩口注水井配注量，提高A31井注水量，降低A11H井注水量，改變了B13H井組附近流場(chǎng)分布，擴(kuò)大了A31井周圍剩余油波及范圍，B13H井增油效果較好(圖6)。

3.1.2 水平井注采井網(wǎng)注采分配系數(shù)優(yōu)化

通過水平井注采井網(wǎng)優(yōu)化，確定了以正線性驅(qū)交錯(cuò)井網(wǎng)為最優(yōu)的布井技術(shù)。該井網(wǎng)近似于五點(diǎn)法井網(wǎng)，可實(shí)現(xiàn)少井高產(chǎn)的效果，目前已在渤中S油田應(yīng)用15個(gè)井組，水平生產(chǎn)井的產(chǎn)能及地層壓力均保持良好。隨著開發(fā)階段的延長(zhǎng)，注水井的波及系數(shù)擴(kuò)大，流線包含的范圍也擴(kuò)大。油井進(jìn)入中高含水期時(shí)，不同時(shí)期五點(diǎn)法井網(wǎng)滲流單元流線示意圖表明，注水井主要沿主流線方向不斷增加過水倍數(shù)，流線包含的范圍變化不明顯。

圖4 B13H井組優(yōu)化前注采分配系數(shù)

圖5 B13H井組優(yōu)化后注采分配系數(shù)

圖6 B13H井組配注量?jī)?yōu)化前后注采曲線

基于注水井停注時(shí)壓力動(dòng)態(tài)變化所形成的竄流作用，為了提高現(xiàn)有井網(wǎng)的水驅(qū)采收率，對(duì)水平注水井實(shí)施穩(wěn)定注水和強(qiáng)弱交替注水流線對(duì)比(圖7)，從圖中可以看到，強(qiáng)弱交替注水改變了穩(wěn)定水驅(qū)階段的流場(chǎng)，死油區(qū)儲(chǔ)量得到動(dòng)用，明顯提高了注水井的波及系數(shù)，同時(shí)抑制了原主流線沿高滲層的滲流，有效控制了油井含水率的增加，平面水驅(qū)方向得到了很好的改善。利用該方法對(duì)渤中S油田水平注采井網(wǎng)進(jìn)行了礦場(chǎng)實(shí)踐，以A3H井為例，2016年3月通過對(duì)A11H井增注和A12H井弱注，A3H井日增油20 m3，增幅30%，含水率下降5%，強(qiáng)、弱交替注水效果明顯。

目前，應(yīng)用該技術(shù)在渤中S油田已累計(jì)調(diào)整分配系數(shù)18井組，累增油14×104m3；油田地層壓力自2012年以后穩(wěn)步回升，為油井進(jìn)入高含水期后的大幅提液做好了保壓準(zhǔn)備。

圖7 穩(wěn)定注水(左)和強(qiáng)弱交替注水(右)流線對(duì)比

3.2 水平井全壽命提液技術(shù)

水平井提液措施已廣泛應(yīng)用于許多油田，取得了良好的效果。但因該方法依賴于探井的相滲曲線，加上海上油田探井井?dāng)?shù)有限，因此，采用探井相滲曲線判斷單井提液時(shí)機(jī)，造成部分單井判斷失誤。同時(shí)，該方法無法準(zhǔn)確預(yù)測(cè)提液增油量，在驗(yàn)證措施實(shí)施效果時(shí)往往只能粗略計(jì)算。本文從不同開發(fā)階段入手，以單井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，提出了判斷單井提液時(shí)機(jī)并計(jì)算提液增油量的新方法。

3.2.1 無水采油階段提液研究

油井流入動(dòng)態(tài)曲線建立了產(chǎn)量與流壓之間的關(guān)系，針對(duì)水平井流入動(dòng)態(tài)關(guān)系，Bendakhlia等[10]用兩種三維三相黑油模擬器對(duì)溶解氣驅(qū)油藏進(jìn)行了深入分析，推導(dǎo)出公式(1)，式中系數(shù)v和n都是采出程度的函數(shù)，但Bendakhlia模型并未給出方程參數(shù)與采出程度的具體函數(shù)關(guān)系。為了滿足求解系數(shù)v，n和qomax的精度及算法優(yōu)化要求，在Bendakhlia模型基礎(chǔ)上，引入遺傳算法對(duì)IPR曲線參數(shù)進(jìn)行回歸計(jì)算[11]，得到了吻合度較高的擬合曲線，最終獲得了油井不同流壓與產(chǎn)量的關(guān)系曲線。

(1)

3.2.2 穩(wěn)定水驅(qū)階段提液研究

油井進(jìn)入穩(wěn)定水驅(qū)階段，決定能否提液的關(guān)鍵因素是無因次采液指數(shù)和無因次采油指數(shù)隨含水率的變化，這兩個(gè)參數(shù)需要擬合油相指數(shù)和水相指數(shù)才能獲得。通過對(duì)比多種水驅(qū)曲線，廣適水驅(qū)曲線模型能夠更準(zhǔn)確地反映油井水驅(qū)規(guī)律。廣適水驅(qū)曲線[12-13]是通過油井累計(jì)產(chǎn)油、累計(jì)產(chǎn)水尋找Np與Np2/Wpq的關(guān)系(式2)，以此確定油井的NR，a，q，no，nw及M，如式(3)、(4)所示：

(2)

(3)

(4)

式中：a，q——待定系數(shù)；Np——累計(jì)產(chǎn)油量，104m3；NR——水驅(qū)可動(dòng)油儲(chǔ)量，104m3；Wp——累計(jì)產(chǎn)水量，104m3；no——油相指數(shù)；nw——水相指數(shù)；M——水油流度比。

建立單井廣適水驅(qū)曲線模型之后，利用動(dòng)態(tài)油水兩相相對(duì)滲透率公式(式5)計(jì)算出不同含水率下的無因次采液指數(shù)JDL(式6)，得到無因次采液指數(shù)與含水率的關(guān)系。

(5)

(6)

式中：Kro——油相相對(duì)滲透率，無量綱；Krw——水相相對(duì)滲透率；Sw——含水飽和度；Kro(Swi)——束縛水飽和度下的油相相對(duì)滲透率；Krw(Sor)——?dú)堄嘤惋柡投认碌乃嘞鄬?duì)滲透率；JDL——無因次采液指數(shù)。

以渤中S油田的一口生產(chǎn)井A7H為例，該井于無水采油階段及穩(wěn)定水驅(qū)階段分別進(jìn)行了提液。無水采油階段采用遺傳算法擬合油井流入動(dòng)態(tài)曲線，并根據(jù)其曲線設(shè)計(jì)流壓下降0.13 MPa，日增油45 m3；進(jìn)入穩(wěn)定水驅(qū)階段，通過建立本井的廣適水驅(qū)曲線模型，開展提液增油設(shè)計(jì)。礦場(chǎng)實(shí)踐證明，兩種方法實(shí)際增油量與設(shè)計(jì)基本一致。目前，應(yīng)用該套技術(shù)已累計(jì)提液25井次，累增油15×104m3，大幅提高了提液設(shè)計(jì)的預(yù)測(cè)精度。

4 結(jié)論

河流相水平井注采井網(wǎng)油田穩(wěn)油控水技術(shù)較好地解決了復(fù)雜河流相油田在穩(wěn)產(chǎn)中面臨的幾個(gè)主要難題。河流相油田河道識(shí)別技術(shù)將地質(zhì)研究精細(xì)至單一成因砂體層次；利用水平井注采井網(wǎng)流場(chǎng)優(yōu)化注水技術(shù)實(shí)現(xiàn)了聯(lián)合井網(wǎng)注水量平面劈分系數(shù)的量化；建立了水平井全壽命提液方法，提液預(yù)測(cè)精度實(shí)現(xiàn)定量化。生產(chǎn)實(shí)踐證明，本文方法有效指導(dǎo)了河流相油田剩余油挖潛，提高了油田采收率，對(duì)于指導(dǎo)該類油藏進(jìn)一步高效開發(fā)具有積極意義。

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編輯：王金旗

1673-8217(2017)03-0096-05

2016-11-30

雷源，工程師，1985年生，主要從事油藏工程及油氣田開發(fā)研究工作。

國家科技重大專項(xiàng)“海上油田叢式井網(wǎng)整體加密及綜合調(diào)整油藏工程技術(shù)應(yīng)用研究”(編號(hào)2011ZX05024-002-007)部分研究成果。

TE313.3

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