基于曲流河儲層構型的注采結構優化調整

龍 明，劉英憲，陳曉祺，王美楠，于登飛

（中海石油（中國）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90%，已經步入高含水階段，傳統的沉積微相研究已經不能滿足開發的需要。對于曲流河沉積的儲層而言，點壩內部側積層控制的剩余油分布逐漸成為挖潛的主要目標［1-4］。因此，開展基于曲流河儲層構型的矢量注采結構調整是有效挖潛剩余油的關鍵。

在現今儲層構型及油藏注采結構調整研究中，國內外學者都進行了相關研究，但主要集中在儲層構型模式［5-7］、點壩內部側積層分布［8-14］及對剩余油分布的影響上［15-22］，而儲層構型與油藏注采結構調整相結合的研究較少，特別是在研究點壩內部側積層的基礎上對注采結構進行調整的方法較為缺乏。為此，以渤海L 油田河流相儲層為例，在儲層構型精細解剖的基礎上，建立曲流河儲層構型概念模型，結合數值模擬方法研究側積層產狀對流體運動的控制作用，并根據油藏工程方法推導考慮儲層構型控制作用的水驅波及系數表達式。最終，建立曲流河儲層構型控制下的注采結構矢量調整圖版，提出基于曲流河儲層構型的注采結構矢量調整技術，以期為儲層構型內部剩余油精細挖潛提供依據。

1 研究區概況

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育的大型低幅度披覆背斜構造，主要目的層段為明化鎮組下段和館陶組，其中明化鎮組下段為曲流河沉積［23-24］，儲層展布復雜，巖性以中—細砂巖及粉砂巖為主。經過15 a 的生產開發，油田已進入高含水開發階段，采油速度低，自然遞減大，油藏水驅開發效果不均，導致油田平面矛盾突出，很難得到有效挖潛。

傳統以復合砂體為研究單元的方式，已不能滿足渤海L 油田生產開發的需求，而砂體內部的儲層構型解剖成為油田開發后期的突破重點。因此，須要研究不同儲層構型模式對油藏注水開發的影響，從而制定有效的調整策略。

2 曲流河儲層構型及控制作用

儲層構型模式是反映儲層與內部構型單元的幾何形態、規模、方向及其相互關系的抽象表述。自Miall［5-6］提出構型要素分析方法以后，中外很多學者以現代沉積為指導，結合野外露頭進一步發展了曲流河點壩內部側積體與泥質側積層的識別方法及沉積理論，并建立了水平斜列式［25］、階梯斜列式［26］和波浪式［27］等3 種曲流河點壩構型模式。

研究儲層構型模式是儲層構型表征的基礎，只有通過建立不同的構型模式才能夠預測地下儲層的構型分布［28-32］，從而研究不同井網井型部署的開發效果，預測剩余油的分布狀況。

2.1 砂體構型模式研究

在沉積過程中，伴隨著曲流河的不斷側向加積或改道形成了不同的河道帶，且曲流河的側向加積過程會形成點壩，點壩內部包含多個側積體及側積層。研究點壩內部側積層的傾角、厚度、分布頻率（側積層個數）、水平寬度等產狀參數是曲流河儲層精細解剖的關鍵。

陸上油田通過對比小井距的測井資料（井距小于100 m），可以有效描述點壩內部側積層的產狀。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的地震資料，通過建立沉積微相與波阻抗之間的對應關系可以克服海上油田大井距的缺點，并利用距離相對較近的“對子井”進行儲層構型解剖［24］。

通過分析渤海L 油田22 對“對子井”的資料，確定渤海L 油田南區明化鎮組下段Ⅰ油組曲流河儲層構型模式，并認為該區點壩中的側積層主要為水平斜列式分布。結合Leeder［33］經驗公式，確定渤海L 油田南區Ⅰ油組點壩內部的構型參數（表1）。

表1 渤海L 油田南區明化鎮組下段I 油組曲流河儲層構型參數Table 1 Meandering river reservoir architecture parameters of N1ml in southern Bohai L oilfield

2.2 砂體構型模式的控制作用

油井的生產過程可以看作地下流體在能量差異的作用下經過不同的儲層構型模式流動到生產井的過程。注采井網內油井的生產狀況可以大致反映儲層構型模式對流體運動的控制作用，而不同的儲層構型模式對流體運動的控制作用是不同的。研究注采井網在不同儲層構型模式下的生產狀況，搞清儲層構型模式對流體運動的控制作用顯得尤為重要。

油井日產液狀況是地下流體在能量差異作用下經過不同儲層構型模式流動到井筒的直接體現。因此，將受儲層構型影響的油井日產液與基準地層（均質地層或不含側積層的地層）油井日產液的比值α定義為儲層構型模式對流體運動的控制系數，且不同的儲層構型模式具有不同的控制系數α，其表達式為

式中:Q受構型影響為受儲層構型影響下的油井日產液，m3/d；Q基準為受基準地層影響下的油井日產液，m3/d；α為儲層構型模式對流體運動的控制系數。

根據Q=ν A，而生產井的射孔段長度為定值，則不同儲層構型模式的控制作用只會體現在流體的運動速度上，即

式中:ν受構型影響為受儲層構型影響下的流體運動速度，m/d；ν基準為受基準地層影響下的流體運動速度，m/d。

根據達西定律，儲層構型模式控制下的油水兩相穩定滲流的運動方程為

式中:K為地層絕對滲透率，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應的油相相對滲透率；Krw（Sw）為目前含水飽和度對應的水相相對滲透率；p為地層壓力，MPa。

根據式（3）可以確定儲層構型模式對地層流體運動的控制作用，其主要體現在對地層滲透能力的影響上，同一地區的地層滲透能力會因為儲層構型模式的不同而發生改變，即不同的儲層構型模式會對地層滲透率產生不同的影響效果，從而對地下流體運動起控制作用。因此，受儲層構型影響下的地層滲透能力表達式為

式中:K受構型影響為受儲層構型影響下的地層滲透率，mD；K基準為受基準地層影響下的地層滲透率，mD。

因此，研究不同儲層構型模式對流體運動的控制系數，對研究不同儲層構型模式下的地層滲透能力具有重要意義。

2.3 砂體構型模式的控制系數

渤海L 油田南區明化鎮組下段Ⅰ油組主要為曲流河沉積，通過對該區曲流河儲層進行精細解剖，明確了各級次構型單元的空間形態、規模、疊置組合關系，為三維儲層構型建模提供了數據支撐。

通過PETREL 建模軟件，建立曲流河儲層構型機理模型，以此研究不同儲層構型模式對流體運動的控制作用。設計模型為油水兩相，無氣頂。模型中儲層的厚度、滲透率、孔隙度、飽和度等參數與流體參數均選自渤海L 油田南區I 油組實測數據。按上述條件建立曲流河點壩基準模型［圖1（a）］，并在模型中設計2 口直井（1 口生產井與1 口注水井）。令生產井與注水井定壓生產一段時間，其方案編號設為F0。在基準模型的基礎上添加曲流河儲層構型模式中的側積層，建立曲流河點壩構型模型［圖1（b）］。

利用Eclipse 數值模擬軟件，將曲流河點壩構型模型中油井日產液的生產狀況Q受構型影響與基準模型中油井日產液的生產狀況Q基準代入式（1），計算不同儲層構型模式下的控制系數。以此研究曲流河點壩內部側積層的厚度、孔隙度、滲透率、水平寬度、分布頻率及地層傾角對流體運動的控制作用。

（1）側積層厚度

渤海L 油田南區明化鎮組下段Ⅰ油組點壩砂體的平均厚度為8 m，其內部側積層的厚度一般為0.2～2.0m。因此，分別設計3 種不同厚度的側積層（表2），通過油藏數值模擬可知，F1，F2，F3這3 種方案與基準模型方案F0相比，油井的產液能力隨著側積層厚度的增大而降低。

圖1 曲流河點壩模型Fig.1 Reservoir architecture model of meandering river

根據式（1）選取油井后6 個月的日產液數據（投產前期油井生產不穩定），計算曲流河儲層構型模式中不同厚度側積層在不同時間點對流體運動的控制系數（表3）。從表3 可知，隨著隔夾層厚度的增加，控制系數逐漸降低，則曲流河點壩內部側積層對流體運動的控制作用隨著側積層厚度的增加而增強。

表2 不同方案的側積層設計參數Table 2 Design parameters of lateral layer for different programs

表3 不同方案的控制系數統計（2017 年）Table 3 Control coefficient of different programs

由于基準模型的方案F0不存在側積層，則側積層厚度為0 m，其對流體運動的控制系數為1。將F0，F1，F2，F3這4 種方案的控制系數與側積層厚度作交會圖（圖2）。通過趨勢線得到了側積層厚度與控制系數的關系式為

式中:αh為隔夾層厚度對流體運動的控制系數；H為側積層厚度，m。

圖2 側積層厚度與控制系數交會圖Fig.2 Crossplot of lateral layer thickness and control coefficient

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

對側積層滲透率對流體運動的控制系數αK進行轉換，轉換后，同理對地層傾角對流體運動的控制系數αθ進行轉換，轉換后αθ=-0.414 6(sinθ+0.232 9)+1。至此，根據側積層厚度、滲透率、水平寬度、分布頻率、地層傾角與側積層控制系數之間的研究成果，建立曲流河儲層構型模式下側積層的阻力系數Rc，其物理意義表示單一點壩內部所有側積層對流體運動的阻力大小。該阻力系數可以衡量點壩內部側積層的滲透率能力，其表達式為

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

渤海L 油田南區明化鎮組下段Ⅰ油組地層傾角為2°。根據該區點壩精細解剖的研究成果，設計側積層的滲透率、厚度、水平寬度、分布頻率等參數的選取范圍，并將設計方案中的各項參數代入式（6），計算側積層的阻力系數Rc（表4），作側積層控制系數與側積層阻力系數的交會圖（圖3）。

表4 各方案阻力系數統計Table 4 Resistance parameters of different programs

圖3 側積層控制系數與阻力系數交會圖Fig.3 Crossplot of lateral layer resistance parameter and control coefficient

通過趨勢線得到側積層控制系數與側積層阻力系數之間的關系式為

從圖3 可以看出，側積層控制系數與側積層阻力系數之間存在較好的相關性。由此，曲流河儲層構型對流體運動的控制系數α的表達式為

3 基于砂體構型的矢量水驅調整

渤海L 油田南區明化鎮組下段Ⅰ油組儲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，直接影響注采井網的開發效果。為了降低曲流河儲層構型模式帶來的滲透能力差異，結合儲層構型模式對流體運動的控制系數α，對注采井網的水驅開發效果進行精細研究，確保注入水在儲層內部實現均衡驅替。

渤海L 油田南區2013年經歷大規模綜合調整，調整后井網由原來的反九點井網調整為五點井網。因此，以五點井網為研究對象，將五點井網劃分為4 個區域，且每個區域受儲層構型影響的控制系數α各不相同（圖4）。

假設五點井網單一區域內的滲透率為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，目前含水飽和度對應的水相相對滲透率為Krw，目前含水飽和度對應的油相相對滲透率為Kro，注采井之間的距離為d，且水驅前緣前進距離為Xf。據文獻［34］報道，根據Buckley-Leverett 水驅油理論，考慮儲層構型對流體運動的控制作用，則注采井之間的滲流阻力為

圖4 五點井網水驅前緣示意圖Fig.4 Water drive front of five point well pattern

則流體的流動速度為

式中:νc為受儲層構型影響下的流體運動速度，m/d；Δp為注采壓差，MPa。

據文獻［35］報道，根據Timur 建立的孔隙度與滲透率的關系式為

式中:φ為孔隙度，%；Sw為含水飽和度，%。

假設此時水驅前緣到達的位置為Xf，則有

式中:fw（Sw）為水驅前緣含水飽和度對應的含水率，%；t為時間，d；A為流動通過的截面面積，m2。

將式（10）—（11）代入式（12）中，令壓差調整系數β=Δp調整后/Δp目前，積分整理后，可得單一區域受儲層構型影響下的水驅波及系數表達式

式中:β為壓差調整系數。

根據式（13）建立波及系數與控制系數的理論圖版（圖5）。通過對注采井組的4 個調節區域進行單獨調整，使各個區域的波及系數達到平衡，從而實現井組注采結構的矢量水驅調整，將井組注采結構調整做到“單井定制”。

圖5 基于儲層構型模式的注采結構矢量調整圖版Fig.5 Vector adjustment chart of injection-production structure based on reservoir architecture model

4 應用實例

在構型精細解剖的基礎上，渤海L 油田南區明化鎮組下段I3 砂體各級次構型單元的空間形態、規模、疊置組合關系明確，儲層構型模式清晰。因此，選取該區域比較有代表性的D12 井組進行注采結構調整先導試驗（圖6）。

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

根據地質模式的研究成果，結合高精度地震資料及大量“對子井”、水平井、取心井資料對該區點壩內部構型進行精細解剖，預測了點壩內部側積體及側積層的分布狀況，并建立了D12 井組儲層構型分布圖（圖7）。

圖7 渤海L 油田南區D12 井組儲層構型分布Fig.7 Reservoir architecture distribution of D12 well group in southern Bohai L oilfield

D12 井于2016 年3 月實施轉注作業，轉注后形成五點井網。以該井組為研究對象，將井網劃分為4 個區域（圖7）。結合D12井組的儲層構型精細解剖，可知每個區域的儲層構型模式各不相同。參考渤海L 油田南區點壩精細解剖的研究成果，并結合該區域周邊井實測數據，應用式（8）分別計算每個區域受儲層構型影響的控制系數α。根據計算的儲層構型控制系數，參考理論圖版（參見圖5）得到各個區域儲層構型控制系數對應的波及系數（表5）。

D12 井組d2 區域與d3 區域的儲層構型控制系數在0.8 左右，根據理論圖版對應的波及系數也在0.8 左右（表5）。為了使d2 區域與d3 區域的波及系數達到最大化，參考注采矢量調整圖版，須將壓差提高1.3 倍。為此，將I09H 的生產壓差由原來的1.5 MPa 提高1.3 倍，增加該井的生產能力。調整后I09H 井的生產壓差為1.95 MPa，日產油由45 m3/d提高至107 m3/d，綜合含水率下降了5%（圖8）。同樣，將H20H 的生產壓差由原來的1.0 MPa 調整至1.5 MPa，調整后油井日產油增加了13 m3/d。

表5 D12 井組分區域控制系數Table 5 Control coefficient of different districts in D12 well group

D12 井組d1 區域與d4 區域的儲層控制系數在0.6左右，說明該區域受儲層構型影響較大。為了使D12 井組4 個區域的波及系數達到均衡，根據式（13）須要將d1 區域與d4 區域的壓差提高1.7 倍。由于d2 區域與d3 區域的波及系數已經最大化，因此，擴大D12 井注入量即可增加d1 區域與d4 區域的波及系數，使D12井組4個區域波及系數均衡，達到矢量水驅的效果。2017年1月，對D12 井的注入量進行調整，由原來的250 m3/d 提高至600 m3/d，擴大了d1 區域與d4 區域的注采壓差，實現了D12 井組4 個區域波及系數最大化。調整后D07 井的日產油由原來的46 m3/d 提高至60 m3/d，D13 井的日產油由原來的41 m3/d提高至75 m3/d（圖8）。通過對注采結構進行矢量調整，D12 井組日產油累計增加了123 m3/d，效果顯著，不僅有效減緩了產量遞減，也為后續提液奠定了能量基礎。

圖8 渤海L 油田南區D12 井組生產動態曲線Fig.8 Dynamic curves of D12 well group in southern Bohai L oilfield

該研究成果在構型精細解剖的基礎上，通過對井組注采結構進行調整，使注入水達到均衡驅替，具有較高的適用性，有效指導了渤海L 油田南區綜合調整方案的實施，顯著增加了油井提液及注水方案的實施效果，實現了對該區域剩余油的精細挖潛。

5 結論

（1）儲層構型模式對流體運動的控制作用主要體現在對地層滲透能力的影響上，不同的儲層構型模式具有不同的影響效果。

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

（3）確定了曲流河儲層構型模式對流體運動的控制系數，首次實現了儲層構型對流體運動控制作用的定量表征。

（4）推導了曲流河儲層構型影響下的水驅波及系數表達式，建立了基于曲流河儲層構型的注采結構矢量調整圖版，并在渤海L 油田南區取得了很好的調整效果，實現了對該區域剩余油的精細挖潛。