雙河油田Eh3Ⅶ下層系提高采收率研究

李 紅

（中國石化河南油田分公司油氣開發管理部，河南南陽 473132）

河南油田稀油注水開發油藏已進入特高含水開采期，優勢流場嚴重制約著高含水油藏剩余油的挖潛，如何正確評價高含水后期優勢流場特征、高耗水條帶的分布以及剩余油分布規律，如何提高特高含水期水驅采收率，是目前迫切需要解決的課題。本文以雙河油田Ⅶ下層系油藏為例，從油藏的實際特征出發，深化了特高含水期水驅開發理念，針對特高含水期、耗水高的油藏，應用流線數值模擬和歷史時變流線分析等方法，精細描述主力層高耗水條帶、層段，明確了平面高耗水條帶、縱向高耗水層段分布特征；應用數值模擬技術，定量描述了剩余油分布特征，確定了特高含水期流線轉變的合理頻次、流線轉變的合理角度，為礦場實施井網轉換提供了理論支持[1–2]。

1 制約 Eh3Ⅶ下層系“雙高單元”開發效果的主要因素

雙河油田 Eh3Ⅶ下層系位于泌陽凹陷雙河鼻狀構造的西北部，是一個由東南向西北上傾尖滅的構造–巖性油藏，含油面積7.37 km2，地質儲量647.35×104t。到2017年12月，地質儲量采出程度40.03%，綜合含水97.15%，處于“雙高”開發階段。

1.1 平面、縱向非均質性嚴重，動用差異大

統計雙河油田Ⅶ下層系139口井的測井解釋數據，平面非均質性極強，各小層滲透率級差都大于6，主力層主體區采出程度高達58%，邊部采出程度僅28%，平面動用不均勻。Eh3Ⅶ下層系包含Ⅶ4～Ⅶ18等15個含油小層，各小層物性參數差異較大，主力層Ⅶ6，8，9，10，11，13層采出程度平均45.6%；非主力層Ⅶ4，5，12，14，15，16，17，18層采出程度平均35%，分層動用極不均衡。

1.2 單元高耗水條帶發育，無效注采循環加劇，開發效益變差

該單元油井開井數25口，日產油38.8 t，平均單井日產油1.6 t，平均單井日產液40.4 t，水油比高達 24.3。井網多次變遷及流線密集的區域形成連片狀分布的高耗水帶，注入水沿著低阻、強水洗程度部位逐步形成優勢流動；注入水存在短路循壞，注水波及范圍小，有效利用率低，開發效益變差。

1.3 剩余油分布復雜，挖潛手段單一

研究區處于“雙高”開發后期，平面上剩余油“差異分布，局部富集”。利用統計法、動態分析法定量確定剩余油分布難度較大，且挖潛的方式主要是通過動態調整，手段比較單一，效果不理想[3]。

2 高耗水條帶及剩余油識別

2.1 應用油藏工程方法明確高耗水條帶分布特征

目前國內外沒有形成較為完善的高耗水帶和層段的識別方法，本文主要以儲層非均質研究為基礎，結合儲層物性、分配因子以及時變流線分析等方法，綜合判斷現階段地下高耗水條帶和層段的分布情況。

2.1.1 應用儲層物性資料判斷高耗水條帶、層段的分布特征

根據小層平面滲透率、孔隙度分布，找出平面上潛在高耗水的區域，結合Eh3Ⅶ下層系各層平面非均質情況及動態生產資料得出，孔隙度大于20%及滲透率大于 200×10-3μm2的區域存在高耗水區域。如Ⅶ8層孔隙度大于20%且滲透率大于200×10-3μm2的區域主要分布6–117、J5–127等井區（圖1、圖2），這些區域定為高耗水區域[6–8]。

圖1 Ⅶ8小層孔隙度分布

圖2 Ⅶ8小層滲透率分布

2.1.2 利用分配因子定量表征優勢流場

分配因子即注水井向每口受效采油井分配流體量占水井總流體量的百分數（圖3）。利用流線數值模擬輸出單個注水井分配給對應受效采油井的流體量，繪制每口注水井的分配因子圖。通過流線數值模擬成果輸出注水井分配因子，根據每口注水井的分配因子判斷可能形成高耗水條帶的方向。本文將分配因子大于0.35的方向定為可能形成高耗水條帶的方向。

水井分配因子從0.25到0.33增大時，流線疏密程度變化不大，當分配因子增大到0.35時，流線變得密集，分配因子再增大時流線密集程度無明顯變化，表明分配因子大于0.35后會形成優勢流場（圖4）。根據分配因子評判標準，識別出15個優勢流場方向（表1）。

圖3 4井方向分配因子為0.25時流線

圖4 4井方向分配因子為0.39時流線

表1 各注水井與受效井分水量關系

2.1.3 應用時變流線分析法判斷優勢流場

利用歷史生產動態資料對 Eh3Ⅶ下層系歷史井網進行恢復，根據不同時期注采連通關系，分析地下注采流線的形成與改變，判斷每個開發階段的流線分布狀況；同時利用下一階段油水井動態變化特征驗證上階段的推斷，并進行修正。按照這種方法，逐一識別不同開發階段注采流線的分布狀況，流線較多的區域即為優勢流場區域，其他區域可認為為弱勢流場區域。

從VII8主力層上傾區側6–907井組的流線分布圖上可以看出，側6-907井和T6-917井間形成封閉流線且流線密集，油水井間滲透率比其他幾個方向的滲透率要高。油水井距較小，井間滲流阻力小，且受高含水后期高注水倍數的沖刷，形成這兩口井間大孔道，即優勢流場（圖5、圖6）。利用時變流線分析法識別出21條優勢流場方向[9–10]。

圖5 2001年 Ⅶ8小層流線分布

圖6 2015年Ⅶ8小層流線分布

2.1.4 綜合判別平面高耗水帶、縱向上高耗水層段分布

通過儲層物性資料分析、分配因子定量描述、時變流線分布等相互印證，最終確定了平面高耗水帶、縱向上高耗水層段分布情況。

高耗水條帶主要分布在主體區，其中Ⅶ6層平面高耗水條帶呈連片（面積狀）分布，Ⅶ8層平面高耗水條帶呈窄條狀零散分布（圖7），Ⅶ10層高耗水條帶呈條帶狀分布。縱向上不同區域高耗水層段不同，主要分布在Ⅶ8層，其次為Ⅶ6，9，10層。

2.2 剩余油分布特征

圖7 Ⅶ8小層平面高耗水條帶分布

應用數值模擬技術，研究了多油層非均質油藏剩余油分布特征，明確了特高含水期可動用剩余油潛力區的分布。縱向上剩余油主要分布在原始儲量高、物性好的主力層Ⅶ8，9，10，11，剩余儲量231.75×104t，占總剩余地質儲量59.2%。平面上剩余油“差異分布，局部富集”，注采分流線區域剩余油飽和度高于主流線區域，水驅波及程度較低；構造高點及邊角部位剩余油飽和度較高，但剩余儲量豐度低；邊部壓力平衡區剩余油飽和度、剩余儲量豐度均較高。從Ⅶ8小層剩余油儲量豐度可以看出，在H7–1756井區剩余油飽和度都較高（圖8）。限定一類剩余油的參數界限，通過數模篩選法分析可知，剩余油富集的一類井區，剩余地質儲量為4.5×104t。

圖8 Ⅶ8小層剩余儲量豐度分布

3 井網轉換政策界限

3.1 確定合理的井網形式

截取Ⅶ下層系7-117井組實際模型，進行4點法井網、5點法井網、7點法井網、9點法井網以及行列井網等五種井網形式的適應性研究。室內研究結果表明，研究區在特高含水開發期的最佳井網形式為行列井網，其次為目前應用的5點法面積井網和9點法面積井網。

3.1.1 一次合理流線轉變角度

建立五點法理想模型后，設計油水井距為 280 m，在模擬時間為10年時生產井含水率達到92%后，關停原井位注水井。通過改變注水井井位，實現流線旋轉，研究流線旋轉0°，15°，30°，45°時流線波及范圍變化、剩余油分布、累產油、采收率變化，進而確定研究區流場轉變的最優角度。從流線轉變45°剩余油分布圖可以看出，第一次流線轉變45°時，采收率提高幅度最大，提高采收率2.03%，對于優勢流場的調整最有效。

3.1.2 二次合理流線轉變角度

在一次井網調整的基礎上，進行二次井網調整。主流線角度（從0°到30°）不斷增大，生產井的累計產油量、采收率都有所提高，且含水率下降，其中流線轉變角度為30°時，采收率提高幅度最大，提高采收率 1.2%，說明流線第二次轉變最佳角度為30°左右。

3.2 分區確定合理注采井距

根據不同的注采參數組合，共設計實驗方案30組。通過不同的預測時間，分析各個實驗方案的主體和上傾區域的含水率達到極限含水率98%時的累產油、采收率等油田開發效果評價指標的變化，對Eh3Ⅶ下層系的主體區和上傾區合理注采參數進行優化，得出主體區油水井最優井距為300～340 m，上傾區最佳油水井距為200～230 m。

4 效果評價

4.1 開發指標變好

通過對剩余油富集區域油井轉注、過路水井補孔以及油井補孔等措施，連通厚度由2015年的279 m增加到2017年的340 m，增加了61 m；動態注采對應率由2015年的64.2%提高到2017年的79.9%，動態注采對應率提高15.7%。

利用甲、丙型水驅特征曲線預測，最終采收率預測值均高于2015年研究區的標定采收率（42.6%）。其中，利用甲型水驅曲線預測最終采收率為43.01%，提高了 0.41%；利用丙型水驅曲線預測最終采收率為43.12%，提高了0.52%。

4.2 增產提效顯著

通過對該單元主體區抽稀注采井網、上傾區井網加密、潛力區完善注采井網、優化配注配液等綜合調整，階段降低無效產液 10.2×104t、無效注水9.6×104m3；動態調整見效井階段增油0.18×104t，措施增油0.39×104t，凈創經濟效益620×104元，增產增效明顯。

5 結論與認識

（1）利用油藏工程方法明確高耗水條帶分布特征，對位于高耗帶的油水井實施大幅度動態調整，單元增油降水效果顯著。

（2）低油價下，“雙高”單元提高采收率最有效的措施是對主體區抽稀井網、上傾區加密井網，通過分區建立有效的壓力驅動體系，擴大注水波及體積。

（3）細分注水、細分采油技術能夠有效抑制縱向極端高耗水層段，大幅改善高含水期薄差層的動用程度，提高單元開發效果。