北布扎奇油田VI區(qū)的水流優(yōu)勢通道

池云剛，唐致霞，魏靜，周惠澤，張文輝

（新疆科力新技術發(fā)展股份有限公司，新疆 克拉瑪依 834000）

稠油油藏的水油比大，水驅易行成水相突進，相比一般油藏更易形成水流優(yōu)勢通道。目前水流優(yōu)勢通道的識別方法較多，主要有霍爾曲線法、吸水剖面法、示蹤劑法、井間生產動態(tài)響應關系法等，這些方法是從開發(fā)角度來識別水流優(yōu)勢通道[1-7]。John Davies 等[8]利用井間DTS（分布式光纖測溫系統(tǒng)）技術識別Danish海上油田的賊層。竇之林等[9-10]提出了利用動態(tài)生產數(shù)據(jù)識別大孔道，并運用數(shù)學模型模擬水流優(yōu)勢通道參數(shù)（方向、厚度、孔喉參數(shù)等）。曾流芳等[11-12]利用灰色關聯(lián)理論結合生產動態(tài)數(shù)據(jù)識別優(yōu)勢大孔道。汪玉琴等[4-5]應用井間示蹤劑技術識別井間水流優(yōu)勢通道。區(qū)別于這些傳統(tǒng)的水流優(yōu)勢通道識別技術，目前，對于開發(fā)面積大，水流優(yōu)勢通道大面積發(fā)育的油田，運用數(shù)值模擬進行識別的研究較少，并且這些數(shù)值模擬技術主要為有限差分計算模型[13-19]。本文旨在利用流線型數(shù)值模擬技術識別研究區(qū)目的層水流優(yōu)勢通道，進而表征其分布規(guī)律及發(fā)育程度，為挖潛剩余油提供技術支持。

1 地質及開發(fā)概況

北布扎奇油田位于里海東北部海岸的布扎奇半島西北端（圖1）。構造總體上為一個被斷層復雜化的背斜。地層從下至上發(fā)育上泥盆統(tǒng)、石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系及古近系（圖2）。

北布扎奇油田開發(fā)目的層是白堊系K2油層和侏羅系油層，其白堊系油藏中層深度平均為350 m，原始油藏壓力為4.03～4.30 MPa，油藏溫度約29 ℃；侏羅系油藏中層深度平均為440 m，原始油藏壓力為5.02～5.30 MPa，油藏溫度約33 ℃。白堊系K2油層和侏羅系油層原油黏度分別為480 mPa·s和366 mPa·s，原油密度分別為0.926 g/cm3和0.922 g/cm3，均為普通稠油油藏[20]。白堊系K2油層和侏羅系油層平均孔隙度分別為30.3%和32.8%，平均滲透率分別為1 532 mD 和2 016 mD，平均原始含油飽和度分別為64%和71%，侏羅系油層物性優(yōu)于白堊系，該油田是一個大型淺層帶氣頂?shù)母呖赘邼B邊底水稠油油藏（圖3）。

北布扎奇油田于1999 年投入開發(fā)，經歷初期試采評價、快速上產、高產穩(wěn)產等階段，目前處于產量遞減階段。由于大規(guī)模轉注水未能補充上油田持續(xù)開發(fā)中壓力下降造成的能量損失，以及早期籠統(tǒng)注水，導致含水率上升較快，油田進入高—特高含水開發(fā)階段。特別是Ⅵ區(qū)油藏內部有高滲帶存在，注水過程中，在地層中形成了大量的無效水循環(huán)，這是低產低效油井出現(xiàn)的主要區(qū)域。尋找無效注水通道是改善注水開發(fā)效果的基礎與關鍵。

2 水流優(yōu)勢通道識別

本文應用流線型數(shù)值模擬技術，對研究區(qū)水流優(yōu)勢通道進行識別。該技術可快速直觀地顯示油藏任一時間點流線分布，為水流優(yōu)勢通道分析提供了新方法。模擬的結果可以給出不同時間井組的注采關系，進而為優(yōu)化注水開發(fā)提供依據(jù)。流線模擬有別于傳統(tǒng)的有限差分模擬，有限差分模擬中流體沿網格流動，而流線模擬中流體沿壓降方向流動，將三維模擬轉化成一維流線模型，計算速度快，可處理大型精細模型，提高整體歷史擬合精度，模擬更接近油藏實際。

該方法考慮到了可壓縮性、重力作用以及毛細管力作用的影響，還考慮其他復雜礦場實際情形，如雙重介質、吸附、化學反應、不等溫滲流等。該方法對低滲和高滲儲集層、稀油和稠油油藏均適用，也適用于儲集層單層或多層發(fā)育的大型油藏的氣驅和聚合物驅，但要考慮吸附作用、黏度變化和滲透率下降。其中水驅開發(fā)方式機理較簡單，流線型數(shù)值模擬方法適用性較好。

2.1 水流優(yōu)勢通道定量表征

Ⅵ區(qū)水流優(yōu)勢通道模型確立步驟如下：①地質建模，在綜合地質研究的基礎上，導入全區(qū)721 口井數(shù)據(jù)資料，包括井位、井軌跡、補心海拔深度、小層數(shù)據(jù)、斷層數(shù)據(jù)等，建立三維地質模型，為油田追蹤模擬提供靜態(tài)參數(shù)場，通過地質模型數(shù)據(jù)體定量表征油藏靜態(tài)特征，進行地質統(tǒng)計和儲量核算；②動態(tài)參數(shù)輸入，輸入油水井生產數(shù)據(jù)、射孔、調補層及分層注入井等數(shù)據(jù)進行擬合，充分利用動態(tài)測試資料，如吸水、產液剖面、水淹層解釋數(shù)據(jù)，利用上述動態(tài)測試數(shù)據(jù)對模擬過程加以約束，可有效提高模擬結果的合理性和準確性；③動態(tài)擬合，完成滲流機理計算，在此基礎上進行生產歷史擬合，該過程中設定高含水階段（含水率大于90%）單井含水率擬合誤差小于0.7%，保證擬合結果的高精度，再進行全區(qū)及單井的生產數(shù)據(jù)與模擬結果對比（圖4），結果表明擬合達到標準。

經過上述步驟完成動態(tài)擬合，并在此基礎上識別出水流優(yōu)勢通道并明確其分布情況（圖5）。結果表明，全井區(qū)注水井與周邊采油井之間小層共發(fā)育2 449 個水驅通道，平均每口注水井有9 個通道。為了進一步識別竄流程度，以小層含水率以及波及系數(shù)為標準，共劃分出5 個級別（表1）。本文波及系數(shù)是指注入液（水）在油層中的波及程度，即注入液驅洗過的油層體積占油層總體積的比例。目前全區(qū)油井的平均含水率為93%，Ⅰ類和Ⅱ類通道是無效循環(huán)的水驅通道，占據(jù)總量的51%，其波及系數(shù)低，僅為0.120～0.175，此類通道是措施調整的重點。

表1 竄流通道級別統(tǒng)計Table 1.Statistics of water flow channels by class

2.2 水流優(yōu)勢通道概率分布

為了研究水流優(yōu)勢通道的概率分布，在基本穩(wěn)定的井網、生產基本穩(wěn)定的時間段，對Ⅵ區(qū)所有注采單元日注水量的概率進行統(tǒng)計，分析不同水流優(yōu)勢通道等級內水流的構成比例。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)主要分為4 個階段（圖6）。非優(yōu)勢水流階段（OA段）占70%樣本，日注貢獻35%，在A臨界點，樣本和日注累計概率相差最大；較強優(yōu)勢水流階段（AB段）樣本累計概率曲線明顯變緩，日注累計概率曲線斜率基本不變，反映出注采單元數(shù)量明顯減少，但對流量的貢獻基本不變，可以認為已經進入優(yōu)勢水流階段；強優(yōu)勢水流階段（BC段）樣本累計概率曲線非常平緩，日注累計概率曲線雖然變緩，但較樣本累計概率曲線仍然陡得多；特強優(yōu)勢水流階段（CD段）與BC段相比，樣本累計概率概率曲線更平緩，但該段對應的優(yōu)勢通道貢獻的注水量較大，反映特強優(yōu)勢水流的特點，反映注采單元數(shù)量極少，但流量很大，在整個統(tǒng)計樣本中占據(jù)明顯優(yōu)勢。研究區(qū)數(shù)量占10%的優(yōu)勢水流單元，僅占據(jù)15%的體積，卻貢獻了40%的全井區(qū)的注水量；占65%的注水量為低效注水無效循環(huán)，占據(jù)35%的體積，形成30%的水流優(yōu)勢單元，這一現(xiàn)象表明優(yōu)勢水流通道的數(shù)量較少，所占儲集層體積有限，但占據(jù)了多數(shù)水量，導致注水低效甚至無效循環(huán)。

2.3 識別結果驗證

為了驗證水流優(yōu)勢通道識別結果，選取NB633注水井組，進行現(xiàn)場同期示蹤劑測試（圖7）。對比可知，井組水流優(yōu)勢通道方向模擬結果與實際的總體趨勢基本一致，具有一定的可靠性，可真實反映注水井與產油井之間水流通道。

3 水流優(yōu)勢通道分布規(guī)律

應用水流優(yōu)勢通道識別技術，對Ⅵ區(qū)侏羅系水流優(yōu)勢通道進行識別，結合沉積相與水流優(yōu)勢通道疊合圖（圖8），主河道位置是水流優(yōu)勢通道形成的主要區(qū)域，特別是注水井和生產井連線平行于主河道的方向。NB27 注入井周邊是水流優(yōu)勢通道集中出現(xiàn)的區(qū)域，對比不同時間段NB27井周邊水流通道的變化（圖9），可以看出，該井水流通道初期呈輻射狀向各方向均有展布，含水率相對較低；隨著新油井的投產以及注采關系的變化，在2017 年10 月水流優(yōu)勢通道僅在西部單方向集中發(fā)育，通道方向油井末端含水率升高（大于90%），平面通道變化顯著，說明油水井的生產時間長、累計注入量高及優(yōu)勢通道日產液量較大的井附近，更易于生產，并且優(yōu)勢通道會隨油井投產及注采關系調整而變化；注入井和產油井間的距離越小，越易形成水竄通道。

4 水流優(yōu)勢通道的利用

4.1 剩余油分布分析

將模型模擬水流優(yōu)勢通道的結果與可動油飽和度計算結果相疊加，通過對比發(fā)現(xiàn)：白堊系井控相對集中，注采井組竄流通道局部形成，竄流量不大，且主要集中在Ⅵ區(qū)西部和中—北部。注采井網不完善，注采層位對應性差，以多數(shù)侏羅系井上返開采為主，整體動用程度低。而侏羅系注采井組竄流通道全區(qū)分布，竄流量大，低效無效注水循環(huán)嚴重；油井控制程度相對較高，但油藏儲量大，有效厚度大，層內注采差異大，縱向動用程度低，剩余油豐度高。白堊系和侏羅系的主力層可動油未動用區(qū)均較多，水淹狀況平面差異較大，井間存有大量剩余油，但侏羅系水流優(yōu)勢通道發(fā)育程度明顯高于白堊系，剩余油儲量也高于白堊系（表2）。

在剩余油研究的基礎上，對Ⅵ區(qū)各小層當前剩余油分析（表2），可以看出主力產層為白堊系的K2-B2、K2-B1和K2-C1，地質儲量的采出程度相對較低，為3.82%～9.93%，侏羅系的J1-B、J1-C 和J2-A 采出程度相對較高，為13.76%～16.47%，全區(qū)小層的水驅波及系數(shù)較低，僅為0.15～0.29，提高小層的波及系數(shù)是提高油田最終采收率的關鍵。

表2 Ⅵ區(qū)分小層剩余油統(tǒng)計Table 2.Statistics of remaining oil in sublayers in Block Ⅵ

4.2 低效井分析

目前，研究區(qū)存在大量的低效井，且其形成原因不明，本文從水流優(yōu)勢通道角度對其進行分析。Ⅵ區(qū)現(xiàn)共存在3 種類型的低效井，即超高產液井、注水量調整對周邊油井產量影響明顯的注水井、對產液量和注水量變化敏感的井，本文只針對前2 種低效井進行分析。

4.2.1 超高采液井

統(tǒng)計了2017年10月本區(qū)不同產液量級別的井所占比例，當月Ⅵ區(qū)總井數(shù)721 口，日產液量為3.2×104m3，平均日產液量小于45 m3的井僅占總井數(shù)12.0%，日產液量大于115 m3的井的總產液量占全區(qū)產液量的50.23%，日產液量大于200 m3的井為4.7%，占全區(qū)產液量的25.25%，日產液量大于250 m3的井為1.2%，占全區(qū)產液量的7.73%（表3）。針對超高產液井，找出對其影響較大的注入井及層位，特別是對油井端產油貢獻較低的注水井，通過合理控制注入量，逐步降低相應層位的注水量，最好都進行分層注水工藝處理，來提高縱向動用程度。

表3 不同級別產液量的井在Ⅵ區(qū)所占比例Table 3.Proportion of wells with different levels of liquid production in Block Ⅵ

對井區(qū)最高產液量的油井NB6220-3井水竄通道的層位進行識別，連續(xù)時間段內流管比較粗的相同注采井，表明該注采井之間存在優(yōu)勢水流通道。油井NB6220-3 井白堊系油層產液量多數(shù)來自于注水井NB6600 井和NB6232 井（圖10），其次是NB6221 井和NB14 井；其侏羅系油層產液量主要依次來自NB6221井、NB6236 井和NB14 井。分析結果表明：NB6221 井和NB6600 井與NB6221 井在侏羅系和白堊系均形成明顯的井間水竄優(yōu)勢通道，計算2017年9月通道內含水率接近或達到100%，也就是這條通道僅僅是水，沒有任何產油量貢獻，其中NB6221 井累計無效注水137 m3/d，實際上生產井NB6220-3 井9 月份平均日產液量為315 m3，日產油量為6.7 t，含水率高達98%，其中43%的液量長期處于無效循環(huán)開采。

綜合生產動態(tài)及井組水流優(yōu)勢通道研究，建議NB6221 井侏羅系油層注入量關閉，同時將白堊系油層的分層注入量降低到30 m3/d，NB6600 井進行分層注水，白堊系油層的注入量降低到100 m3/d，預測實施措施后生產井NB6220-3井在保證采油量基本不變的情況下，含水率下降5%。

4.2.2 注水量調整對周邊油井產量影響明顯的注水井

選取研究區(qū)此類典型注水井NB27 井進行分析，從2002 年至今，已累計注入水348.4×104m3，日均注水量為872 m3。應用水流優(yōu)勢通道識別技術，識別注水井NB27 井主要影響油井及小層，從優(yōu)勢水流通道圖中可以看出，NB27 井與周邊12 口生產井有明顯注采關聯(lián)性，主要影響油井NB6223 井和NB30-1 井方向，主要影響J1-B 小層（圖11）。模擬計算結果表明，當NB27 井的注入量減少到218 m3/d，能顯著的影響井組產量，日產油量降低為7.75 t。該井前期主要起到污水回注的作用，后期注水能有效保持該井區(qū)地層壓力以及注采平衡，起到不可替代的作用，因此，NB27 井可以適當增注，既可以保持地層壓力也可以提高產油量。

5 結論

（1）研究區(qū)Ⅰ類和Ⅱ類通道是無效循環(huán)水驅通道，數(shù)量較少，所占體積有限，但占據(jù)了多數(shù)水量，導致注水低效甚至無效循環(huán)，而且其波及系數(shù)低，這2類通道是措施調整的重點。

（2）形成的通道數(shù)和注入井與連通生產的油井之間的距離成反比；主河道位置是水流優(yōu)勢通道形成的主要區(qū)域，特別是注水井和生產井連線平行于主河道沉積方向；生產時間長、累計注入量高、日產液量較大的井附近，產生優(yōu)勢通道的概率更大一些，并且優(yōu)勢通道會隨油井投產及注采關系調整而變化。

（3）流線型模擬方法將三維的油藏數(shù)值模擬問題轉換成沿著流線的一系列一維問題進行求解計算，減小了運算量，提高了運算速度；該方法能更準確地描述流體在地下多孔介質中的流動軌跡，在驅替過程中可以保持明顯的驅替前緣，減少了網格取向對于模擬的影響，降低了求解過程中的數(shù)值彌散程度，提高了模擬精度。