基于曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型的注采結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整

龍 明，劉英憲，陳曉祺，王美楠，于登飛

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

0 引言

目前，渤海L 油田綜合含水率達(dá)90%，已經(jīng)步入高含水階段，傳統(tǒng)的沉積微相研究已經(jīng)不能滿足開(kāi)發(fā)的需要。對(duì)于曲流河沉積的儲(chǔ)層而言，點(diǎn)壩內(nèi)部側(cè)積層控制的剩余油分布逐漸成為挖潛的主要目標(biāo)［1-4］。因此，開(kāi)展基于曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型的矢量注采結(jié)構(gòu)調(diào)整是有效挖潛剩余油的關(guān)鍵。

在現(xiàn)今儲(chǔ)層構(gòu)型及油藏注采結(jié)構(gòu)調(diào)整研究中，國(guó)內(nèi)外學(xué)者都進(jìn)行了相關(guān)研究，但主要集中在儲(chǔ)層構(gòu)型模式［5-7］、點(diǎn)壩內(nèi)部側(cè)積層分布［8-14］及對(duì)剩余油分布的影響上［15-22］，而儲(chǔ)層構(gòu)型與油藏注采結(jié)構(gòu)調(diào)整相結(jié)合的研究較少，特別是在研究點(diǎn)壩內(nèi)部側(cè)積層的基礎(chǔ)上對(duì)注采結(jié)構(gòu)進(jìn)行調(diào)整的方法較為缺乏。為此，以渤海L 油田河流相儲(chǔ)層為例，在儲(chǔ)層構(gòu)型精細(xì)解剖的基礎(chǔ)上，建立曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型概念模型，結(jié)合數(shù)值模擬方法研究側(cè)積層產(chǎn)狀對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制作用，并根據(jù)油藏工程方法推導(dǎo)考慮儲(chǔ)層構(gòu)型控制作用的水驅(qū)波及系數(shù)表達(dá)式。最終，建立曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型控制下的注采結(jié)構(gòu)矢量調(diào)整圖版，提出基于曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型的注采結(jié)構(gòu)矢量調(diào)整技術(shù)，以期為儲(chǔ)層構(gòu)型內(nèi)部剩余油精細(xì)挖潛提供依據(jù)。

1 研究區(qū)概況

渤海L 油田位于渤中凹陷北部石臼坨凸起中部，其為在新近系古隆起背景上發(fā)育的大型低幅度披覆背斜構(gòu)造，主要目的層段為明化鎮(zhèn)組下段和館陶組，其中明化鎮(zhèn)組下段為曲流河沉積［23-24］，儲(chǔ)層展布復(fù)雜，巖性以中—細(xì)砂巖及粉砂巖為主。經(jīng)過(guò)15 a 的生產(chǎn)開(kāi)發(fā)，油田已進(jìn)入高含水開(kāi)發(fā)階段，采油速度低，自然遞減大，油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果不均，導(dǎo)致油田平面矛盾突出，很難得到有效挖潛。

傳統(tǒng)以復(fù)合砂體為研究單元的方式，已不能滿足渤海L 油田生產(chǎn)開(kāi)發(fā)的需求，而砂體內(nèi)部的儲(chǔ)層構(gòu)型解剖成為油田開(kāi)發(fā)后期的突破重點(diǎn)。因此，須要研究不同儲(chǔ)層構(gòu)型模式對(duì)油藏注水開(kāi)發(fā)的影響，從而制定有效的調(diào)整策略。

2 曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型及控制作用

儲(chǔ)層構(gòu)型模式是反映儲(chǔ)層與內(nèi)部構(gòu)型單元的幾何形態(tài)、規(guī)模、方向及其相互關(guān)系的抽象表述。自Miall［5-6］提出構(gòu)型要素分析方法以后，中外很多學(xué)者以現(xiàn)代沉積為指導(dǎo)，結(jié)合野外露頭進(jìn)一步發(fā)展了曲流河點(diǎn)壩內(nèi)部側(cè)積體與泥質(zhì)側(cè)積層的識(shí)別方法及沉積理論，并建立了水平斜列式［25］、階梯斜列式［26］和波浪式［27］等3 種曲流河點(diǎn)壩構(gòu)型模式。

研究?jī)?chǔ)層構(gòu)型模式是儲(chǔ)層構(gòu)型表征的基礎(chǔ)，只有通過(guò)建立不同的構(gòu)型模式才能夠預(yù)測(cè)地下儲(chǔ)層的構(gòu)型分布［28-32］，從而研究不同井網(wǎng)井型部署的開(kāi)發(fā)效果，預(yù)測(cè)剩余油的分布狀況。

2.1 砂體構(gòu)型模式研究

在沉積過(guò)程中，伴隨著曲流河的不斷側(cè)向加積或改道形成了不同的河道帶，且曲流河的側(cè)向加積過(guò)程會(huì)形成點(diǎn)壩，點(diǎn)壩內(nèi)部包含多個(gè)側(cè)積體及側(cè)積層。研究點(diǎn)壩內(nèi)部側(cè)積層的傾角、厚度、分布頻率（側(cè)積層個(gè)數(shù)）、水平寬度等產(chǎn)狀參數(shù)是曲流河儲(chǔ)層精細(xì)解剖的關(guān)鍵。

陸上油田通過(guò)對(duì)比小井距的測(cè)井資料（井距小于100 m），可以有效描述點(diǎn)壩內(nèi)部側(cè)積層的產(chǎn)狀。海上油田受成本制約，不具備陸上油田小井距的條件，不能完全照搬陸上油田的做法，但是海上油田能夠采集到更高品質(zhì)的地震資料，通過(guò)建立沉積微相與波阻抗之間的對(duì)應(yīng)關(guān)系可以克服海上油田大井距的缺點(diǎn)，并利用距離相對(duì)較近的“對(duì)子井”進(jìn)行儲(chǔ)層構(gòu)型解剖［24］。

通過(guò)分析渤海L 油田22 對(duì)“對(duì)子井”的資料，確定渤海L 油田南區(qū)明化鎮(zhèn)組下段Ⅰ油組曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型模式，并認(rèn)為該區(qū)點(diǎn)壩中的側(cè)積層主要為水平斜列式分布。結(jié)合Leeder［33］經(jīng)驗(yàn)公式，確定渤海L 油田南區(qū)Ⅰ油組點(diǎn)壩內(nèi)部的構(gòu)型參數(shù)（表1）。

表1 渤海L 油田南區(qū)明化鎮(zhèn)組下段I 油組曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型參數(shù)Table 1 Meandering river reservoir architecture parameters of N1ml in southern Bohai L oilfield

2.2 砂體構(gòu)型模式的控制作用

油井的生產(chǎn)過(guò)程可以看作地下流體在能量差異的作用下經(jīng)過(guò)不同的儲(chǔ)層構(gòu)型模式流動(dòng)到生產(chǎn)井的過(guò)程。注采井網(wǎng)內(nèi)油井的生產(chǎn)狀況可以大致反映儲(chǔ)層構(gòu)型模式對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制作用，而不同的儲(chǔ)層構(gòu)型模式對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制作用是不同的。研究注采井網(wǎng)在不同儲(chǔ)層構(gòu)型模式下的生產(chǎn)狀況，搞清儲(chǔ)層構(gòu)型模式對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制作用顯得尤為重要。

油井日產(chǎn)液狀況是地下流體在能量差異作用下經(jīng)過(guò)不同儲(chǔ)層構(gòu)型模式流動(dòng)到井筒的直接體現(xiàn)。因此，將受儲(chǔ)層構(gòu)型影響的油井日產(chǎn)液與基準(zhǔn)地層（均質(zhì)地層或不含側(cè)積層的地層）油井日產(chǎn)液的比值α定義為儲(chǔ)層構(gòu)型模式對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制系數(shù)，且不同的儲(chǔ)層構(gòu)型模式具有不同的控制系數(shù)α，其表達(dá)式為

式中:Q受構(gòu)型影響為受儲(chǔ)層構(gòu)型影響下的油井日產(chǎn)液，m3/d；Q基準(zhǔn)為受基準(zhǔn)地層影響下的油井日產(chǎn)液，m3/d；α為儲(chǔ)層構(gòu)型模式對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制系數(shù)。

根據(jù)Q=ν A，而生產(chǎn)井的射孔段長(zhǎng)度為定值，則不同儲(chǔ)層構(gòu)型模式的控制作用只會(huì)體現(xiàn)在流體的運(yùn)動(dòng)速度上，即

式中:ν受構(gòu)型影響為受儲(chǔ)層構(gòu)型影響下的流體運(yùn)動(dòng)速度，m/d；ν基準(zhǔn)為受基準(zhǔn)地層影響下的流體運(yùn)動(dòng)速度，m/d。

根據(jù)達(dá)西定律，儲(chǔ)層構(gòu)型模式控制下的油水兩相穩(wěn)定滲流的運(yùn)動(dòng)方程為

式中:K為地層絕對(duì)滲透率，mD；μo為地層原油黏度，mPa·s；μw為地層水黏度，mPa·s；Kro（Sw）為目前含水飽和度對(duì)應(yīng)的油相相對(duì)滲透率；Krw（Sw）為目前含水飽和度對(duì)應(yīng)的水相相對(duì)滲透率；p為地層壓力，MPa。

根據(jù)式（3）可以確定儲(chǔ)層構(gòu)型模式對(duì)地層流體運(yùn)動(dòng)的控制作用，其主要體現(xiàn)在對(duì)地層滲透能力的影響上，同一地區(qū)的地層滲透能力會(huì)因?yàn)閮?chǔ)層構(gòu)型模式的不同而發(fā)生改變，即不同的儲(chǔ)層構(gòu)型模式會(huì)對(duì)地層滲透率產(chǎn)生不同的影響效果，從而對(duì)地下流體運(yùn)動(dòng)起控制作用。因此，受儲(chǔ)層構(gòu)型影響下的地層滲透能力表達(dá)式為

式中:K受構(gòu)型影響為受儲(chǔ)層構(gòu)型影響下的地層滲透率，mD；K基準(zhǔn)為受基準(zhǔn)地層影響下的地層滲透率，mD。

因此，研究不同儲(chǔ)層構(gòu)型模式對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制系數(shù)，對(duì)研究不同儲(chǔ)層構(gòu)型模式下的地層滲透能力具有重要意義。

2.3 砂體構(gòu)型模式的控制系數(shù)

渤海L 油田南區(qū)明化鎮(zhèn)組下段Ⅰ油組主要為曲流河沉積，通過(guò)對(duì)該區(qū)曲流河儲(chǔ)層進(jìn)行精細(xì)解剖，明確了各級(jí)次構(gòu)型單元的空間形態(tài)、規(guī)模、疊置組合關(guān)系，為三維儲(chǔ)層構(gòu)型建模提供了數(shù)據(jù)支撐。

通過(guò)PETREL 建模軟件，建立曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型機(jī)理模型，以此研究不同儲(chǔ)層構(gòu)型模式對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制作用。設(shè)計(jì)模型為油水兩相，無(wú)氣頂。模型中儲(chǔ)層的厚度、滲透率、孔隙度、飽和度等參數(shù)與流體參數(shù)均選自渤海L 油田南區(qū)I 油組實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)。按上述條件建立曲流河點(diǎn)壩基準(zhǔn)模型［圖1（a）］，并在模型中設(shè)計(jì)2 口直井（1 口生產(chǎn)井與1 口注水井）。令生產(chǎn)井與注水井定壓生產(chǎn)一段時(shí)間，其方案編號(hào)設(shè)為F0。在基準(zhǔn)模型的基礎(chǔ)上添加曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型模式中的側(cè)積層，建立曲流河點(diǎn)壩構(gòu)型模型［圖1（b）］。

利用Eclipse 數(shù)值模擬軟件，將曲流河點(diǎn)壩構(gòu)型模型中油井日產(chǎn)液的生產(chǎn)狀況Q受構(gòu)型影響與基準(zhǔn)模型中油井日產(chǎn)液的生產(chǎn)狀況Q基準(zhǔn)代入式（1），計(jì)算不同儲(chǔ)層構(gòu)型模式下的控制系數(shù)。以此研究曲流河點(diǎn)壩內(nèi)部側(cè)積層的厚度、孔隙度、滲透率、水平寬度、分布頻率及地層傾角對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制作用。

（1）側(cè)積層厚度

渤海L 油田南區(qū)明化鎮(zhèn)組下段Ⅰ油組點(diǎn)壩砂體的平均厚度為8 m，其內(nèi)部側(cè)積層的厚度一般為0.2～2.0m。因此，分別設(shè)計(jì)3 種不同厚度的側(cè)積層（表2），通過(guò)油藏?cái)?shù)值模擬可知，F(xiàn)1，F(xiàn)2，F(xiàn)3這3 種方案與基準(zhǔn)模型方案F0相比，油井的產(chǎn)液能力隨著側(cè)積層厚度的增大而降低。

圖1 曲流河點(diǎn)壩模型Fig.1 Reservoir architecture model of meandering river

根據(jù)式（1）選取油井后6 個(gè)月的日產(chǎn)液數(shù)據(jù)（投產(chǎn)前期油井生產(chǎn)不穩(wěn)定），計(jì)算曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型模式中不同厚度側(cè)積層在不同時(shí)間點(diǎn)對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制系數(shù)（表3）。從表3 可知，隨著隔夾層厚度的增加，控制系數(shù)逐漸降低，則曲流河點(diǎn)壩內(nèi)部側(cè)積層對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制作用隨著側(cè)積層厚度的增加而增強(qiáng)。

表2 不同方案的側(cè)積層設(shè)計(jì)參數(shù)Table 2 Design parameters of lateral layer for different programs

表3 不同方案的控制系數(shù)統(tǒng)計(jì)（2017 年）Table 3 Control coefficient of different programs

由于基準(zhǔn)模型的方案F0不存在側(cè)積層，則側(cè)積層厚度為0 m，其對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制系數(shù)為1。將F0，F(xiàn)1，F(xiàn)2，F(xiàn)3這4 種方案的控制系數(shù)與側(cè)積層厚度作交會(huì)圖（圖2）。通過(guò)趨勢(shì)線得到了側(cè)積層厚度與控制系數(shù)的關(guān)系式為

式中:αh為隔夾層厚度對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制系數(shù)；H為側(cè)積層厚度，m。

圖2 側(cè)積層厚度與控制系數(shù)交會(huì)圖Fig.2 Crossplot of lateral layer thickness and control coefficient

從圖2 可看出，控制系數(shù)與側(cè)積層厚度存在良好的相關(guān)性。同理，應(yīng)用上述方法分別研究側(cè)積層的孔隙度、滲透率、水平寬度、分布頻率及地層傾角等參數(shù)對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制作用，結(jié)果表明:①側(cè)積層厚度對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制系數(shù)αH隨著側(cè)積層厚度H的增加而降低，對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制作用隨著側(cè)積層厚度的增加而增強(qiáng)，αH=-0.087 1H+1；②側(cè)積層孔隙度對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制系數(shù)αφ不隨側(cè)積層孔隙度φ的增加而改變，αφ=0.9034；③側(cè)積層滲透率對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制系數(shù)αK隨著側(cè)積層滲透率K的增加而增加，對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制作用隨著側(cè)積層滲透率的增加而減弱（通常側(cè)積層水平滲透率K≤100 mD）；④側(cè)積層水平寬度對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制系數(shù)αR隨著側(cè)積層水平寬度R的增加而降低，對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制作用隨著水平寬度R的增加而增強(qiáng)，αR=-0.0007R+1；⑤側(cè)積層分布頻率對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制系數(shù)αF隨著側(cè)積層頻率F 的增加而降低，對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制作用隨著側(cè)積層分布頻率的增加而增強(qiáng)，αF=-0.0348F+1；⑥地層傾角對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制系數(shù)αθ隨著地層傾角θ的增加而降低，對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制作用隨著地層傾角的增加而增強(qiáng)，αθ=-0.414 6 sinθ+0.903 4。

對(duì)側(cè)積層滲透率對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制系數(shù)αK進(jìn)行轉(zhuǎn)換，轉(zhuǎn)換后，同理對(duì)地層傾角對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制系數(shù)αθ進(jìn)行轉(zhuǎn)換，轉(zhuǎn)換后αθ=-0.414 6(sinθ+0.232 9)+1。至此，根據(jù)側(cè)積層厚度、滲透率、水平寬度、分布頻率、地層傾角與側(cè)積層控制系數(shù)之間的研究成果，建立曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型模式下側(cè)積層的阻力系數(shù)Rc，其物理意義表示單一點(diǎn)壩內(nèi)部所有側(cè)積層對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的阻力大小。該阻力系數(shù)可以衡量點(diǎn)壩內(nèi)部側(cè)積層的滲透率能力，其表達(dá)式為

式中:Rc為曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型模式下側(cè)積層阻力系數(shù)；R為側(cè)積層水平寬度，m；F為側(cè)積層分布頻率，個(gè)；θ為地層傾角，（°）。

渤海L 油田南區(qū)明化鎮(zhèn)組下段Ⅰ油組地層傾角為2°。根據(jù)該區(qū)點(diǎn)壩精細(xì)解剖的研究成果，設(shè)計(jì)側(cè)積層的滲透率、厚度、水平寬度、分布頻率等參數(shù)的選取范圍，并將設(shè)計(jì)方案中的各項(xiàng)參數(shù)代入式（6），計(jì)算側(cè)積層的阻力系數(shù)Rc（表4），作側(cè)積層控制系數(shù)與側(cè)積層阻力系數(shù)的交會(huì)圖（圖3）。

表4 各方案阻力系數(shù)統(tǒng)計(jì)Table 4 Resistance parameters of different programs

圖3 側(cè)積層控制系數(shù)與阻力系數(shù)交會(huì)圖Fig.3 Crossplot of lateral layer resistance parameter and control coefficient

通過(guò)趨勢(shì)線得到側(cè)積層控制系數(shù)與側(cè)積層阻力系數(shù)之間的關(guān)系式為

從圖3 可以看出，側(cè)積層控制系數(shù)與側(cè)積層阻力系數(shù)之間存在較好的相關(guān)性。由此，曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制系數(shù)α的表達(dá)式為

3 基于砂體構(gòu)型的矢量水驅(qū)調(diào)整

渤海L 油田南區(qū)明化鎮(zhèn)組下段Ⅰ油組儲(chǔ)層受曲流河沉積影響，平面上各方向滲透能力差異較大，平面矛盾突出，直接影響注采井網(wǎng)的開(kāi)發(fā)效果。為了降低曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型模式帶來(lái)的滲透能力差異，結(jié)合儲(chǔ)層構(gòu)型模式對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制系數(shù)α，對(duì)注采井網(wǎng)的水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果進(jìn)行精細(xì)研究，確保注入水在儲(chǔ)層內(nèi)部實(shí)現(xiàn)均衡驅(qū)替。

渤海L 油田南區(qū)2013年經(jīng)歷大規(guī)模綜合調(diào)整，調(diào)整后井網(wǎng)由原來(lái)的反九點(diǎn)井網(wǎng)調(diào)整為五點(diǎn)井網(wǎng)。因此，以五點(diǎn)井網(wǎng)為研究對(duì)象，將五點(diǎn)井網(wǎng)劃分為4 個(gè)區(qū)域，且每個(gè)區(qū)域受儲(chǔ)層構(gòu)型影響的控制系數(shù)α各不相同（圖4）。

假設(shè)五點(diǎn)井網(wǎng)單一區(qū)域內(nèi)的滲透率為K，孔隙度為Φ，注采井間的壓力差為ΔP，水相黏度為μw，油相黏度為μo，目前含水飽和度對(duì)應(yīng)的水相相對(duì)滲透率為Krw，目前含水飽和度對(duì)應(yīng)的油相相對(duì)滲透率為Kro，注采井之間的距離為d，且水驅(qū)前緣前進(jìn)距離為Xf。據(jù)文獻(xiàn)［34］報(bào)道，根據(jù)Buckley-Leverett 水驅(qū)油理論，考慮儲(chǔ)層構(gòu)型對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制作用，則注采井之間的滲流阻力為

圖4 五點(diǎn)井網(wǎng)水驅(qū)前緣示意圖Fig.4 Water drive front of five point well pattern

則流體的流動(dòng)速度為

式中:νc為受儲(chǔ)層構(gòu)型影響下的流體運(yùn)動(dòng)速度，m/d；Δp為注采壓差，MPa。

據(jù)文獻(xiàn)［35］報(bào)道，根據(jù)Timur 建立的孔隙度與滲透率的關(guān)系式為

式中:φ為孔隙度，%；Sw為含水飽和度，%。

假設(shè)此時(shí)水驅(qū)前緣到達(dá)的位置為Xf，則有

式中:fw（Sw）為水驅(qū)前緣含水飽和度對(duì)應(yīng)的含水率，%；t為時(shí)間，d；A為流動(dòng)通過(guò)的截面面積，m2。

將式（10）—（11）代入式（12）中，令壓差調(diào)整系數(shù)β=Δp調(diào)整后/Δp目前，積分整理后，可得單一區(qū)域受儲(chǔ)層構(gòu)型影響下的水驅(qū)波及系數(shù)表達(dá)式

式中:β為壓差調(diào)整系數(shù)。

根據(jù)式（13）建立波及系數(shù)與控制系數(shù)的理論圖版（圖5）。通過(guò)對(duì)注采井組的4 個(gè)調(diào)節(jié)區(qū)域進(jìn)行單獨(dú)調(diào)整，使各個(gè)區(qū)域的波及系數(shù)達(dá)到平衡，從而實(shí)現(xiàn)井組注采結(jié)構(gòu)的矢量水驅(qū)調(diào)整，將井組注采結(jié)構(gòu)調(diào)整做到“單井定制”。

圖5 基于儲(chǔ)層構(gòu)型模式的注采結(jié)構(gòu)矢量調(diào)整圖版Fig.5 Vector adjustment chart of injection-production structure based on reservoir architecture model

4 應(yīng)用實(shí)例

在構(gòu)型精細(xì)解剖的基礎(chǔ)上，渤海L 油田南區(qū)明化鎮(zhèn)組下段I3 砂體各級(jí)次構(gòu)型單元的空間形態(tài)、規(guī)模、疊置組合關(guān)系明確，儲(chǔ)層構(gòu)型模式清晰。因此，選取該區(qū)域比較有代表性的D12 井組進(jìn)行注采結(jié)構(gòu)調(diào)整先導(dǎo)試驗(yàn)（圖6）。

圖6 渤海L 油田南區(qū)D12 井組示意圖Fig.6 D12 well group in southern Bohai L oilfield

根據(jù)地質(zhì)模式的研究成果，結(jié)合高精度地震資料及大量“對(duì)子井”、水平井、取心井資料對(duì)該區(qū)點(diǎn)壩內(nèi)部構(gòu)型進(jìn)行精細(xì)解剖，預(yù)測(cè)了點(diǎn)壩內(nèi)部側(cè)積體及側(cè)積層的分布狀況，并建立了D12 井組儲(chǔ)層構(gòu)型分布圖（圖7）。

圖7 渤海L 油田南區(qū)D12 井組儲(chǔ)層構(gòu)型分布Fig.7 Reservoir architecture distribution of D12 well group in southern Bohai L oilfield

D12 井于2016 年3 月實(shí)施轉(zhuǎn)注作業(yè)，轉(zhuǎn)注后形成五點(diǎn)井網(wǎng)。以該井組為研究對(duì)象，將井網(wǎng)劃分為4 個(gè)區(qū)域（圖7）。結(jié)合D12井組的儲(chǔ)層構(gòu)型精細(xì)解剖，可知每個(gè)區(qū)域的儲(chǔ)層構(gòu)型模式各不相同。參考渤海L 油田南區(qū)點(diǎn)壩精細(xì)解剖的研究成果，并結(jié)合該區(qū)域周邊井實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)，應(yīng)用式（8）分別計(jì)算每個(gè)區(qū)域受儲(chǔ)層構(gòu)型影響的控制系數(shù)α。根據(jù)計(jì)算的儲(chǔ)層構(gòu)型控制系數(shù)，參考理論圖版（參見(jiàn)圖5）得到各個(gè)區(qū)域儲(chǔ)層構(gòu)型控制系數(shù)對(duì)應(yīng)的波及系數(shù)（表5）。

D12 井組d2 區(qū)域與d3 區(qū)域的儲(chǔ)層構(gòu)型控制系數(shù)在0.8 左右，根據(jù)理論圖版對(duì)應(yīng)的波及系數(shù)也在0.8 左右（表5）。為了使d2 區(qū)域與d3 區(qū)域的波及系數(shù)達(dá)到最大化，參考注采矢量調(diào)整圖版，須將壓差提高1.3 倍。為此，將I09H 的生產(chǎn)壓差由原來(lái)的1.5 MPa 提高1.3 倍，增加該井的生產(chǎn)能力。調(diào)整后I09H 井的生產(chǎn)壓差為1.95 MPa，日產(chǎn)油由45 m3/d提高至107 m3/d，綜合含水率下降了5%（圖8）。同樣，將H20H 的生產(chǎn)壓差由原來(lái)的1.0 MPa 調(diào)整至1.5 MPa，調(diào)整后油井日產(chǎn)油增加了13 m3/d。

表5 D12 井組分區(qū)域控制系數(shù)Table 5 Control coefficient of different districts in D12 well group

D12 井組d1 區(qū)域與d4 區(qū)域的儲(chǔ)層控制系數(shù)在0.6左右，說(shuō)明該區(qū)域受儲(chǔ)層構(gòu)型影響較大。為了使D12 井組4 個(gè)區(qū)域的波及系數(shù)達(dá)到均衡，根據(jù)式（13）須要將d1 區(qū)域與d4 區(qū)域的壓差提高1.7 倍。由于d2 區(qū)域與d3 區(qū)域的波及系數(shù)已經(jīng)最大化，因此，擴(kuò)大D12 井注入量即可增加d1 區(qū)域與d4 區(qū)域的波及系數(shù)，使D12井組4個(gè)區(qū)域波及系數(shù)均衡，達(dá)到矢量水驅(qū)的效果。2017年1月，對(duì)D12 井的注入量進(jìn)行調(diào)整，由原來(lái)的250 m3/d 提高至600 m3/d，擴(kuò)大了d1 區(qū)域與d4 區(qū)域的注采壓差，實(shí)現(xiàn)了D12 井組4 個(gè)區(qū)域波及系數(shù)最大化。調(diào)整后D07 井的日產(chǎn)油由原來(lái)的46 m3/d 提高至60 m3/d，D13 井的日產(chǎn)油由原來(lái)的41 m3/d提高至75 m3/d（圖8）。通過(guò)對(duì)注采結(jié)構(gòu)進(jìn)行矢量調(diào)整，D12 井組日產(chǎn)油累計(jì)增加了123 m3/d，效果顯著，不僅有效減緩了產(chǎn)量遞減，也為后續(xù)提液奠定了能量基礎(chǔ)。

圖8 渤海L 油田南區(qū)D12 井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線Fig.8 Dynamic curves of D12 well group in southern Bohai L oilfield

該研究成果在構(gòu)型精細(xì)解剖的基礎(chǔ)上，通過(guò)對(duì)井組注采結(jié)構(gòu)進(jìn)行調(diào)整，使注入水達(dá)到均衡驅(qū)替，具有較高的適用性，有效指導(dǎo)了渤海L 油田南區(qū)綜合調(diào)整方案的實(shí)施，顯著增加了油井提液及注水方案的實(shí)施效果，實(shí)現(xiàn)了對(duì)該區(qū)域剩余油的精細(xì)挖潛。

5 結(jié)論

（1）儲(chǔ)層構(gòu)型模式對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制作用主要體現(xiàn)在對(duì)地層滲透能力的影響上，不同的儲(chǔ)層構(gòu)型模式具有不同的影響效果。

（2）曲流河點(diǎn)壩中的側(cè)積層對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制作用不隨側(cè)積層的孔隙度增加而改變；側(cè)積層的控制作用隨著側(cè)積層滲透率的增加而減弱；側(cè)積層的厚度、水平寬度、分布頻率及地層傾角的增加均會(huì)使側(cè)積層的控制作用增強(qiáng)。

（3）確定了曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型模式對(duì)流體運(yùn)動(dòng)的控制系數(shù)，首次實(shí)現(xiàn)了儲(chǔ)層構(gòu)型對(duì)流體運(yùn)動(dòng)控制作用的定量表征。

（4）推導(dǎo)了曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型影響下的水驅(qū)波及系數(shù)表達(dá)式，建立了基于曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型的注采結(jié)構(gòu)矢量調(diào)整圖版，并在渤海L 油田南區(qū)取得了很好的調(diào)整效果，實(shí)現(xiàn)了對(duì)該區(qū)域剩余油的精細(xì)挖潛。