埕島油田館陶組高含水期優(yōu)勢流動通道識別與應(yīng)用

牛明超，李現(xiàn)根，余子牛

（1.中國石化勝利油田分公司海洋采油廠，山東東營 257237；2.中國地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院 100083）

埕島油田是在前新生界潛山背景上發(fā)育的大型披覆背斜構(gòu)造，主力含油層系為館陶組[1]，目前已經(jīng)進(jìn)入高含水開發(fā)階段，油藏某些層或者局部區(qū)域已經(jīng)形成水驅(qū)優(yōu)勢流動通道[2]，平面層間矛盾進(jìn)一步凸顯，注水利用效率低，水驅(qū)開發(fā)效果有待進(jìn)一步改善，優(yōu)勢流動通道的準(zhǔn)確識別是實施注采調(diào)整的前提保證。本文以埕島油田中一區(qū)館陶組油藏為研究對象，利用生產(chǎn)動態(tài)和監(jiān)測資料，結(jié)合指標(biāo)計算法、吸水產(chǎn)液圖版法、動態(tài)分析等方法，研究優(yōu)勢流動通道的分布，采取針對性的注采調(diào)整舉措，最大限度地實現(xiàn)均衡驅(qū)替，改善油藏注水開發(fā)效果。

1 中一區(qū)概況

中一區(qū)位于埕島油田西南部[3]，油藏構(gòu)造簡單，地層平緩，油層埋深為1 200～1 600 m，含油井段為250～340 m。儲層為河流相沉積砂體，具有埋藏淺、壓實作用差、物性好和橫向變化快的特點，平均單層厚度為3.3 m，平均孔隙度為31.1%，平均滲透率為2 599×10-3μm2。館陶組（Ng）上段共投產(chǎn)投注103 口井，井距250～500 m，油水關(guān)系復(fù)雜，平面和剖面上有多套油水系統(tǒng)；屬于常規(guī)稠油、高滲透、高飽和的構(gòu)造-巖性層狀油藏。

中一區(qū)于1995 年5 月正式開發(fā)，2000 年7 月轉(zhuǎn)入注水開發(fā)，開展細(xì)分加密綜合調(diào)整，2012 年進(jìn)入精細(xì)注水開發(fā)階段；2016 年底，該區(qū)塊平均單井日產(chǎn)油18.90 t，綜合含水82.6%，采油速度1.03%，采出程度17.9%，地層壓降2.0 MPa。目前，該區(qū)存在的主要問題是油藏整體已進(jìn)入高含水開發(fā)階段，平面、層間矛盾十分突出，水淹情況極不均勻，調(diào)整新井電測結(jié)果表明，縱向上Ng1+2-Ng3砂層組水淹相對較輕，見水厚度只占總有效厚度的3.6%，Ng4-Ng6砂層組水淹相對嚴(yán)重，見水厚度占總有效厚度的10.4%；平面上油水井主流線方向見水相對較嚴(yán)重，見水厚度占總見水厚度的75.4%，水驅(qū)動用程度僅65.2%，自然遞減率8.2%，水驅(qū)開發(fā)效果有待進(jìn)一步改善。

2 優(yōu)勢流動通道研究

采用指標(biāo)計算法、吸水產(chǎn)液圖版法、動態(tài)分析等方法對優(yōu)勢流動通道進(jìn)行研究，建立優(yōu)勢流動通道的評價體系，形成一套快速識別優(yōu)勢流動通道的綜合評價方法。對優(yōu)勢流動通道進(jìn)行描述，為水井配注調(diào)整、低效井治理、油井參數(shù)調(diào)整等措施優(yōu)化奠定良好的基礎(chǔ)。

2.1 指標(biāo)計算法

先計算井組的噸油耗水量，確定問題井組，再計算單井的累計水油比，確定連通性較強的單井。噸油耗水量越大，井組內(nèi)各生產(chǎn)井的相對吸水量越多，井組內(nèi)連通性越強；累計水油比越大，吸水量越大，連通性越強；通過產(chǎn)油與產(chǎn)水的對應(yīng)關(guān)系實現(xiàn)高滲通道的識別。單元內(nèi)的單井采用單井累計水油比來評價，單井的水油比越大，說明單井存在的無效循環(huán)就越大，流通性就越強，高滲通道的級別就越高。

建立區(qū)塊典型井組概念模型，定壓差生產(chǎn)，利用Eclipse 軟件模擬計算注水量、產(chǎn)液量、含水率等開發(fā)指標(biāo)的變化，結(jié)合主體區(qū)館陶組井間同位素示蹤及壓力降落監(jiān)測結(jié)果，確定指標(biāo)分類界限。

噸油耗水量的判斷界限：噸油耗水量大于16 m3/t，為突進(jìn)厲害儲層，優(yōu)勢流動通道評價為4 分；噸油耗水量大于12 m3/t，且小于16 m3/t，為大孔道儲層，優(yōu)勢流動通道評價為3 分；噸油耗水量大于6 m3/t，且小于12 m3/t，為小孔道儲層，優(yōu)勢流動通道評價為2 分；噸油耗水量小于6 m3/t，為相對均質(zhì)層，優(yōu)勢流動通道評價為1 分。

累計水油比的判斷界限：累計水油比不大于1，評分為1；累計水油比大于1，且不大于3，評分為2；累計水油比不大于4，且大于3，評分為3；累計水油比大于4，評分為4。

2.2 吸水產(chǎn)液圖版法

該方法是以相對吸水量和吸水強度比為橫縱坐標(biāo)繪制圖版[4]，其中相對吸水量為注水井吸水量最大層段吸水量占全井吸水量的百分比，該值越大，注水井通道發(fā)育級別越高；吸水強度比為全井吸水強度與吸水量最大層段吸水強度的比值（吸水強度比），該值越小，通道發(fā)育級別越高。統(tǒng)計區(qū)塊所有注水井的吸水情況，運用聚類和人為劃分的方法將圖版劃分為4 個區(qū)域：相對均質(zhì)流動區(qū)、弱優(yōu)勢流動通道、優(yōu)勢流動通道、極度優(yōu)勢流動通道（圖1）。在確定井組存在優(yōu)勢流動通道基礎(chǔ)上，結(jié)合油水井滲透率資料以及油井生產(chǎn)動態(tài)，最終確定注水井優(yōu)勢流動通道方向。

圖1 注采單元優(yōu)勢流動通道判別法

2.3 綜合評價法

綜合以上兩種方法，對中一區(qū)油藏的連通性進(jìn)行綜合分析，其評分結(jié)果標(biāo)準(zhǔn)如下：總分不大于4，為滲透率相對均質(zhì)單元；總分大于4，且不大于7，為存在弱優(yōu)勢流動通道單元；總分大于7，且不大于10，為存在強優(yōu)勢單元；總分大于10，為存在強優(yōu)勢流動通道單元（表1）。

2.4 動態(tài)分析法

依據(jù)注水井吸水剖面測試資料，判斷注水井的主要吸水層位；根據(jù)主要吸水層位上對應(yīng)油井生產(chǎn)變化情況，結(jié)合油井對應(yīng)其他注水井的注水情況，并參考數(shù)值模擬流線結(jié)果，判定注水井主流線方向。

表1 中一區(qū)連通性綜合評價

如CB11F-1 注采井組，CB11F-1 井注水層位為個小層，吸水剖面資料顯示其在層長期超注。而在層上，對應(yīng)的CB11NA-3 井、CB11NB-8 井、CB11F-3 井、CB22E-7 井四口采油井中，CB11NA-3、CB11NB-8 井含水均大于80.0%。2014 年6 月，CB11NA-3井含水上升較快，結(jié)合當(dāng)時該井周圍注水井累注情況以及數(shù)值模擬流線結(jié)果分析，CB11NA-3 井主要來水為CB11F-1 井的層。高含水CB11NB-8 井從2013 年6 月開始含水上升較快，從當(dāng)時周圍累注情況分析，該井主要來水為CB11F-5 井的層。

3 優(yōu)勢流動通道開發(fā)中的應(yīng)用

在優(yōu)勢流動通道識別基礎(chǔ)上，立足于油水井兩端治理并重，通過優(yōu)選油井提液、精細(xì)注采調(diào)配等手段，達(dá)到增加驅(qū)替壓力梯度、調(diào)整注入產(chǎn)出剖面、優(yōu)化流場分布、擴(kuò)大水驅(qū)波及，實現(xiàn)降低油井含水、提高原油產(chǎn)量的目的[5-6]。

水井是治理的源頭，以弱勢流動通道方向水井井層提高配注，優(yōu)勢流動通道方向水井井層下調(diào)配注為指導(dǎo)原則，共實施水井配注優(yōu)化53 井次，年增油1.04×104t。

由于油井液量整體偏低，油井治理方向的重點是提液引效。對于主要因堵塞原因造成的低液低含水井采取氮氣泡沫返排、分層擠壓充填等措施，共實施油井作業(yè)治理13 口，平均單井日產(chǎn)液量提高65.80 t，平均單井日增油12.10 t，年增油4.43×104t；對于生產(chǎn)參數(shù)偏小的低含水油井，共實施放大生產(chǎn)參數(shù)23 口，平均含水下降0.4%，平均單井日增油3.60 t，年增油2.01×104t[7-8]。

治理后，中一區(qū)開發(fā)形勢明顯好轉(zhuǎn)，單井日產(chǎn)油量穩(wěn)中有升，平均單井日產(chǎn)油增加0.40 t，自然遞減率由8.2%降至5.6%，含水率由3.8%降至2.1%。

4 結(jié)論

（1）綜合運用指標(biāo)計算法、吸水產(chǎn)液圖版法、動態(tài)分析等方法研究優(yōu)勢流動通道，建立了優(yōu)勢流動通道的評價體系，實現(xiàn)了高滲通道的快速識別。

（2）根據(jù)高滲通道識別結(jié)果，針對性地加大油水井聯(lián)動治理力度，中一區(qū)實施“提、控、引”注采調(diào)整措施91 井次，年增油7.48×104t，區(qū)塊開發(fā)效果明顯好轉(zhuǎn)，驗證了該方法的實用性。