辛11水驅斷塊層間輪轉注采水動力學挖潛措施研究

李曉軍，楊 維，黃愛先，盧惠東

(1.中石化勝利油田分公司東辛采油廠，山東 東營 257000；2.中國石油大學(華東) 石油工程學院，山東 青島 266580)

0 引言

針對呈低采高含水特征的油田區塊，目前礦場上主要對油井實施聚合物或微球調控、加密井網、堵水調剖等技術措施[1-5]，雖然在一定程度上減緩含水上升，但是成本較高，有效期普遍不長[6-10]，對地質情況依存度高，存在一定的風險。而水動力學提高采收率技術是通過不穩定注水、降壓開采、改變油水井工作制度等方法[11-14]在地層中引起壓力波動，從而起到降低含水，提高油藏采收率的作用。近年來，在水驅后期的老油田得到了初步應用，效果明顯[15]，且成本較低[16]。但是對于層間和平面復合的水動力學挖潛技術研究相對較少。辛11斷塊區沙二3～6層系縱向上儲層差異較大，滲透率級差為5，綜合含水率高達93%，目前采出程度30.1%，產量遞減速度加快。現以該層系的主力層為例，從分析剩余油分布規律出發，采用層間輪轉注采深度挖潛技術，對處于富集區的剩余油進行挖掘。此技術為該區經濟可采儲量的提高做出了很大的貢獻，同時也為該類水動力學技術提供借鑒。

1 辛11斷塊區地質開發概況

1.1 地質特點

辛11斷塊區位于東營穹窿構造與辛鎮背斜構造交匯處，構造形態整體上南低北高。儲層巖石以長石砂巖為主，膠結程度疏松-中等。該文研究目的層段為沙二段3～6砂層組，共27個小層，含油面積1.09 km2，油藏埋深1 800～2 260 m，以粉砂巖為主。平均孔隙度29%，平均滲透率565.1×10-3μm2，含油飽和度65%，縱向上儲層物性存在差異，以中高滲透為主，滲透率級差5，原始地層壓力20.63 MPa，飽和壓力8.09 MPa，地飽壓差12.54 MPa，為中孔高滲低飽和油藏。

1.2 開發概況

目標區從1966年投入開發，目前總油井數6口，開6口，投水井數6口，開4口，日產液水平273 m3/d，日產油水平19.2 t/d，平均動液面1 106 m，日注水平143 m3/d，月注采比0.52，采油速度0.24%，累計產油量56.2×104t，地質儲量采出程度30.1%，如表1所示。

表1 辛11-46塊沙二3～6層系開發生產現狀Table 1 Development status of the layer system 3～6 of Sha 2 in Xin block 11-46

1.3 開發中的主要問題

1.3.1 儲量動用不均衡

受儲層物性、砂體展布狀況及井網狀況等因素影響，辛11單元縱向采出狀況差異較大。縱向上儲量動用不均衡，受各種條件限制，都不具備層系進一步細分或重組的潛力。但主力小層物質基礎大，剩余可采儲量多，潛力大，研究剩余油分布類型尤為重要。

1.3.2 注水舌進嚴重

從目標區目前開發狀況來看，油井綜合含水率高達93%，主力層井網損壞嚴重，潛力區能量供應方向單一，注水水竄嚴重，水驅波及范圍受限，非主力層地層虧空大。為此進行層間輪轉注采水動力學挖潛技術的開發調整，從而進一步提高水驅開發后期的采收率。

2 剩余油分布類型研究

2.1 模型建立及歷史擬合

由于目標區油田已進入高含水階段，相當數量的剩余油以不同規模、不同形式且不規則地分布于油藏中，這一階段的油藏描述以剩余油研究為核心[17-27]。東辛油田屬于多層砂巖斷塊油藏，構造較為復雜，歷史擬合難度較大，因此三維模型建立需精細化。

2.1.1 辛11-46塊地質模型

根據目標區地質研究成果和實際開發動態，三維油藏地質模型的建立精細到單砂體，使其能夠代表實際油藏的主要特征。數值模擬使用了CMG軟件。按砂體的級別分類能形成注采對應關系，儲量較大的1類和2類砂體都建入地質模型，還有部分面積小、儲量小或者建不起注采對應關系的砂體暫時未考慮。辛11-46塊模型共計13個單砂體、11個含油小層。

本次模擬建立了可反映層內情況的二維模型以及可反映層間關系的三維模型，并通過儲量擬合和生產擬合，對比研究模型擬合情況與實際開發情況。該模型平面網格步長為20 m×20 m，構造復雜區網格較密，構造簡單區網格較稀。

2.1.2 開發動態歷史擬合

1)儲量擬合

向模型導入開發生產動態數據及油水相對滲透率等實驗和測試數據，對模型儲量進行擬合，模型各小層儲量和實際儲量基本一致，誤差小于5%，精度高，滿足數值模擬要求。

2)生產擬合

本次數值擬合精度較高，擬合誤差小。目標區實際累產油41.7×104t，模型計算產油40.4×104t，誤差-3.1%，如表2所示；各階段含水變化趨勢和實際生產變化趨勢基本保持一致，如圖1和圖2所示。

表2 辛11-46塊沙二3～6砂組生產擬合統計表Table 2 The production fitting statistics table of the sand group 3～6 of Sha 2 in Xin block 11-46

圖1 目標區含水擬合曲線Fig.1 Water cut fitting curve in target zone

圖2 目標區日產油擬合曲線Fig.2 Daily oil production fitting curve in target zone

2.2 剩余油分布類型

在精細地質研究的基礎上，利用CMG軟件建立了三維地質模型。根據數值模擬結果，將該區塊剩余油分布歸納為以下幾種類型。

2.2.1 油層頂部剩余油富集

從圖3分析，邊水沿油層底部向生產井一側推進，從而油層頂部剩余油仍舊較高。生產井西70 m處剩余油從上到下分別為0.60，0.54，0.48，東為0.48，0.40，0.32。數據均說明，層內剩余油分布不均，且頂部高于底部。因此，對主力層及次主力層剩余油進行挖潛時，應集中在油層靠近頂部一側。

圖3 縱向上剩余油分布規律Fig.3 Vertical distribution of remaining oil

主力層受低部位邊水推進的影響和“低注高采”的井網模式，目前高部位及斷層一線處剩余油較高。

對于有邊水的小層，以Es234層為例，平面上可分為3個區帶，分別為邊水帶、邊水侵入帶、依靠彈性能量采出帶。低部位邊水帶為一水體，同時兩口注入井位于水體內，區塊采用緣外注水補充地層能量；隨著內部油井采出，地層壓力下降，邊水侵入油藏，形成邊水侵入帶，油藏含油飽和度不斷降低，主要表現為靠近邊水區域下降大，遠一點區域下降相對來說較小，如圖4所示，按離水體遠近，分別為0.34和0.25；再向內靠近斷層、位于油井和斷層中間區域，由于采油井對邊水阻擋作用，邊水未侵入到該區域，該區域的油主要是受油井生產導致地層壓力降低的影響，原油流向生產井，含油飽和度下降，但下降幅度較小，目前仍為0.62。

圖4 Es234小層剩余油分布圖Fig.4 Residual oil distribution map of Es234 layer

對于無邊水的小層，以Es233層為例，其平面剩余油分布主要受低部位的兩口注入井影響，其分布規律和Es234小層類似，注入水將油推進靠近斷層一側，因此在這一側含油飽和度較高，為0.65，具體如圖5所示。

圖5 Es233小層剩余油分布圖Fig.5 Residual oil distribution map of Es233 layer

2.2.3 非水驅主流線上剩余油富集

從油藏工程分析，注入水和邊水一般沿著壓降最大的方向前進，并且部分區域阻力較大，水很難波及到，這樣就形成了主流線和非主流線或不在流線上的區域，并使得不同區域含油飽和度不一致。以Es256小層為例，如圖6所示，在注采對應的主流線上，區域剩余油飽和度為0.27，而非主流線上為0.36，水驅難以波及的區域在0.60以上，平面上剩余油分布差異大。

圖6 Es256小層剩余油分布圖Fig.6 Residual oil distribution map of Es256 layer

綜上所述，剩余油主要集中在主力層、次主力層高部位及靠近斷層一線處，水驅難以波及，且注入水在前進過程中會形成主流線和非主流線或不在流線上的區域，這時非主流線上剩余油飽和度較高。就目前開發狀況來看，井網損壞嚴重，主力層水竄嚴重，水驅范圍受限。因此，采用層間輪轉注采深度挖潛技術，注采井交替注采，迫使層內壓力波動，促使水驅流線擾動，使注入水盡可能波及到上述剩余油富集區域。

3 層間輪轉注采技術政策界限優化及機理分析

層間輪轉注采水動力學技術是利用注采井在短周期內交替輪換注采，在盡量控制注采壓差的同時，引導層內壓力波動[6，11]，把地層中的剩余油驅向井筒，從而達到提高水驅開發效果的目的。在認識剩余油分布類型的基礎上，從輪轉方式、注采輪轉周期、采液量及能量恢復時間4個方面進行政策界限優化，并對層間輪轉注采前后的效果進行對比分析。

3.1 輪采輪注技術政策界限優化

3.1.1 輪轉方式優化

采用WRF 3.5,選取非靜力平衡動力框架,并采用雙向三層嵌套,研究區域的分辨率達到3 km。模擬的積分區域中心為(110°E,33°N)。各層水平分辨率為27、9、3 km。垂直分辨率31層,模式頂的氣壓50 hPa。模式初邊界條件均采用了NCEP FNL資料。模擬時間分別自2009年6月3日18時至4日18時(世界時),微物理過程采用了WSM 3類簡單冰方案,積云參數化采用BMJ方案。其他的物理過程采用了YSU邊界層方案,MO近地層方案,Dudhia短波輻射方案,RRTM長波輻射方案。

利用模型計算了3種不同的方案:方案一，同采同注；方案二，注采不見面，周期1年，初期采上注下；方案三，注采不見面，周期1年，初期采下注上。對比方案效果預測，方案三為最優輪采方案，相比方案一，10年累增油4 087 t，如圖7所示。

圖7 不同輪采方案效果預測圖Fig.7 Effect prediction charts of different rotary mining schemes

3.1.2 注采輪轉周期

設計了4種輪采周期方案:方案一，周期12個月；方案二，周期9個月；方案三，周期6個月；方案四:周期3個月。分別對其進行預測，結果表明，輪采初期，方案二(輪采周期9個月)階段累采油7 739 t，效果最好，如圖8所示。考慮實際開發情況，方案二為最優方案。

圖8 輪采初期(累液2萬m3)累采油/液關系曲線Fig.8 Oil/liquid relationship curve of cumulative production at the initial stage of rotating production (20 000 m3 of cumulative fluid)

3.1.3 采液量

根據油藏對目前采液強度進行分析，設計3種不同的采液方案:方案一，單采上層日液30 m3/d，單采下層日液20 m3/d；方案二，單采上層日液25 m3/d，單采下層日液15 m3/d；方案三，單采上層日液20 m3/d，單采下層日液10 m3/d。對比方案效果預測，采液速度對最終采收率影響小，但對前10年累產油影響較大。方案三最終累采油高，比方案一多產油2318 t，如圖9所示，但前10年方案一比方案三多產油6467 t，如圖10所示。考慮油井壽命等因素，建議采用方案一。

圖9 預測不同采液量最終累采油/液關系曲線Fig.9 Prediction of ultimate cumulative oil/liquid curves for different production volumes

圖10 預測不同采液量前10年累采油/液關系曲線Fig.10 Prediction of cumulative oil/liquid curves for the first 10 years of different production volumes

3.1.4 能量恢復時間

利用模型計算不同能量恢復時間對開發效果的影響，設計3種不同的方案:方案一，注水層12個月恢復底層能量；方案二，注水層6個月恢復底層能量；方案三，注水層3個月恢復底層能量。結果表明，方案二，即用6個月恢復地層能量最終累采油最高，如圖11所示。

圖11 不同能量恢復時間累采油/液關系曲線Fig.11 Cumulative oil/liquid curve with different energy recovery energy

3.2 層間輪轉注采結果分析

3.2.1 壓力分布變化

利用數值模擬技術對優化結果進行分析，以Es233小層為例，在該層注水井X159與生產井XN18和NX108形成注采對應，注采對應井距分別為321 m和491 m。

同采同注時，由于XN18離注水井X159更近，其壓力梯度更大，兩者級差為2.3倍，如圖12所示。注入水主要流入生產井XN18，流入遠處的生產井NX108較少，水驅不充分，使得NX108井南北兩側高部位剩余油飽和度較高；為了使水驅動用更充分，將注采方式調整為輪轉注采，即注采不見面時，由于注水期間油井關井，層內水驅壓力發生波動，兩者之間的壓力梯度級差相對小，僅為1.4倍，如圖13所示。注入水向兩口井流動的更加充分，最終剩余油飽和度較低，最終采出程度更高。

圖12 Es233層同注同采壓力分布及水流速度場圖Fig.12 Pressure distribution and flow velocity field of Es233 layer with injection and production

圖13 Es233層注采不見面壓力分布及水流場圖Fig.13 Pressure distribution and flow velocity field of Es233 layer with injection production non-contact

結果表明:運用輪轉注采的水動力學挖潛技術，可使層內的水驅壓力發生波動，水驅動用更加充分，提高層內剩余油采出程度。

3.2.2 水驅流線變化

以Es233小層為例，在該層注水井X159與生產井XN18和11NX108形成注水對應。同采同注時，由于XN18離注水井更近，其壓力梯度更大，流線主要分布在注水井與XN18之間，注入水主要流向該井(見圖12)；調整為注采不見面輪轉方式后，由于注水期間油井關井，油井生產時注水井關井，與同采同注相比，該方式促使水驅流線發生擾動，部分流線轉向NX108井，使注入水更為均勻地流向兩口生產井(見圖13)。由于NX108井附近水驅更充分，最終導致其附近的剩余油飽和度更低，同采同注，NX108南北兩側高部位剩余油飽和度分別為0.67和0.66，如圖14所示；而注采不見面，僅為0.59和0.55，如圖15所示，平均低0.09。

圖14 Es233層同注同采剩余油飽和度場圖Fig.14 Residual oil saturation field map of Es233 layer with injection and production

圖15 Es233層注采不見面剩余油飽和度場圖Fig.15 Residual oil saturation field map of Es233 layer with injection production non-contact

結果表明:不同輪轉方式下，注采井之間流線分布不同，從而導致注入水波及到的區域發生變化。相比于同采同注，注采不見面對水驅流線擾動效果更加明顯，從而開發效果更好。

4 礦場效果預測

對辛11-46斷塊沙二3～6層系進行開發調整，調整方案分為兩個階段，共利用油井6口，水井5口。采下注上階段:X11X123，X11XN16，X11XNB12，X11XN159和X11X155井對3砂組進行注水，X11XN3，X11X182，X11NX108，X11XN18，X11XN1和X11XN145井對4～6砂組進行采油。采上注下階段:X11X123，X11XN16，X11XNB12，X11XN159和X11X155井對4～6砂組進行注水，6口油井則生產3砂組。

預測若不進行調整，預測15年后含水99.8%，采出程度為32.1%，累產油59.9×104t；若進行調整，采用注采不見面的方式，預測15年后含水99.3%，采出程度為32.8 %，累產油61.3×104t；若進行調整，預測15年降低含水0.6%，提高采出程度0.7%，增加累產油1.4×104t。

預測具體到單井，15年后各井指標變化情況為:X11XN3井含水低0.5%，累產油增加0.28×104t；X11X182井含水低0.7%，累產油增加0.11×104t；X11NX108井含水低0.3%，累產油增加0.26×104t；X11XN145井含水低0.4%，累產油增加0.19×104t；X11XN18井含水低0.1%，累產油增加0.21×104t；X11XN1井含水最終一致，但累產油增加0.27×104t。各井累增產油量情況如圖16所示。

圖16 15年后各井指標變化情況Fig.16 Index change of each well after 15 years

5 結論

1)針對平面及層間剩余油分布不均的問題，通過采用層間輪轉水驅的方法，可實現層內壓力發生大幅度或靜態波動，并能迫使流線變化，從而實現油層頂部及斷層一側剩余油的有效動用；

2)辛11-46塊目前地層壓力系數為0.44，地層能量保持水平低，為及時補充地層能量，對輪轉方式進行優化。對比方案效果預測，注采不見面方式為最優輪采方案，10年累增油4 087 t，預測15年后含水率由99.8%降低到99.3%，累增產油1.4×104t，采出程度提高0.7%；

3)層間和平面復合的水動力學挖潛技術，可實現水驅難以波及區域內的剩余油的有效動用，研究成果不僅為研究區剩余油挖潛提供支撐，同時也為該類水動力學提高采收率技術優化提供借鑒。