孤島油田層系井網互換油井致效機制及見效模式

劉海成

（中國石化勝利油田分公司勘探開發研究院，山東東營 257015）

進入特高含水期油藏的剩余油分布更加復雜、剩余油富集區減小，在特高含水和低油價雙重壓力下，仍以投資新井來實現變流線調整的方式難以持續，依靠常規的調整挖潛措施改善開發效果的難度加大。為進一步提高特高含水期油藏水驅采收率，改善平面、縱向動用差異，學者們在矢量開發調整、變流線調整、細分層系、層系重組等方面開展了大量研究［1-4］。在特高含水期，利用多層系油藏現有井網進行變流線調整，實現低油價下老油田效益開發，是特高含水期油藏延長經濟壽命期的關鍵［5］。勝利油區孤島油田西區北Ng3-4 區塊1976 年開始實施反九點井網兩層系合采，1990 年后整體加密為正對行列井網，經過40 多年的開發，目前已進入特高含水后期開發階段［6］。為此，該區塊開展層系井網互換試驗，通過轉變層系的井網，改變液流方向，擴大波及體積，互換后取得一定的開發效果，但單井效果差異較大［7-8］。大慶油區從井網開發現狀、存在問題及油層動用狀況等方面，開展了杏四—六北區塊一次加密井網2 套層系（薩爾圖、葡14 及以下油層）互換可行性研究［9］，但未開展層系互換后油井見效差異的研究。為此，筆者從注采系統控制油藏耗水率的角度，開展變流線致效機制研究，分析油井不同見效特征的原因，結合井網與剩余油的配置關系，總結提煉出4種見效模式，為同類油藏變流線調整提供指導。

1 地質概況及開發現狀

勝利油區孤島油田西區北是以新近系館陶組疏松砂巖為儲層的大型披覆背斜構造整裝普通稠油油藏，其主要地質特征包括：①儲層物性較好，屬于高孔高滲透油藏，但非均質性較強。②縱向上含油小層多，井段長，主力層砂體厚度大，延伸距離遠，非主力層砂體發育零散（圖1）。③上層系Ng3、下層系Ng4 均發育一套厚油層，Ng35和Ng44砂體厚度平均為10～12 m，平均有效厚度為9 m。④層系間隔層發育穩定，平均厚度為3.4 m，上、下層系僅在試驗區東部存在連通區，占全區面積的7%。

圖1 孤島油田西區北Ng3-4油藏剖面（EW向）Fig.1 Profile of Ng3-4 reservoir in north of west area of Gudao Oilfield（east-west direction）

主要開發現狀為：①上、下層系井網長期未調整，注采流線固定。研究區1990 年細分為Ng3 和Ng4 共2 套開發層系。②上、下層系井網注采流線差異較大、角度較大。上層系采用北偏西30°行列井網，下層系采用北偏東10°行列井網，2 套層系井網夾角為40°（圖2）。③上、下層系動用狀況及剩余油分布存在較大差異。受儲層物性及非均質性的影響，油藏層系間注采狀況以及主力層與非主力層的采出狀況均差異較大［10-13］。

圖2 孤島油田西區北Ng3-4層系疊合井網Fig.2 Superimposed well pattern of Ng3-4 strata in north of west area of Gudao Oilfield

研究區剩余油總體呈普遍分布、局部富集［14］的特點。受沉積相和注采流線等因素影響，由2012年以來剩余油新井飽和度統計得知，平面上剩余油飽和度差異大，水井排及主流線剩余油飽和度相對較低（30%～40%），油井排及斷層邊部剩余油飽和度高（40%～50%）；不同層系同一井點處于不同流線部位，剩余油飽和度差異也較大。以孤島西5-斜檢131 取心井為例，該井位于上層系非主流線位置的剩余油飽和度為41%，位于下層系主流線上的剩余油飽和度僅為25.2%。低剩余油飽和度主流線區域表現為明顯的高耗水特征，注水利用率低。

2 層系井網互換變流線調整技術

層系井網互換變流線調整技術是針對縱向多層系油藏流線固定、不同層系間井網形式交錯及動用狀況差異大的問題，考慮充分利用老井，以提高油藏采收率和延長油藏經濟壽命期為目標，通過層系井網互換變流線、側鉆避高耗水層帶、注采結構調整，改變液流方向，抑制高耗水層帶，實現多層系油藏井網綜合利用變流線而采用的調整技術。

層系井網互換方式、流線轉變角度、油井相對位移等因素影響著變流線調整的效果，通過建立孤島油田西區北典型正對行列式井網，研究層系井網互換方式（圖3）、流線轉變角度及油井相對位移對變流線調整效果的影響，建立變流線技術政策界限圖版（圖4）。研究結果表明：在層系井網互換調整過程中，油水井同時實施及先水井后油井效果均較好，且層系井網互換后流線轉變角度約為50°、油井相對位移大于半個注采井距能獲得較好的變流線調整效果。

圖3 不同層系井網互換方式的含水率變化Fig.3 Water cut variation curves of different layer and well pattern interchange modes in different strata

圖4 變流線技術政策界限圖版Fig.4 Boundary chart of technology policy on variable streamlines

3 油井致效機制

馮其紅等基于流線模型引入瞬時流場潛力系數評價流場調整效果［14］，但未能反映出轉流線對抑制油藏耗水率的影響。而特高含水后期油藏高飽和度剩余油富集區域規模越來越小，油藏發育明顯的高耗水層帶，影響轉流線后的油井效果的主要致效原因是注采系統對高耗水區域的控制程度。分別選取驅替壓力梯度和水油滲流速度比作為特高含水期油藏轉流線調整開發效果評價的判識參數。采用Tanimoto 系數法求解2 個判識參數場間的向量相似度，來衡量驅替壓力梯度參數場和水油滲流速度比參數場間的匹配性關系，通過匹配性評價參數可判斷轉流線效果。其中，驅替壓力梯度參數場，由達西公式推導可得i方向的驅替壓力梯度表達式為：

同理，得到j和k方向的驅替壓力梯度表達式為：

則任意網格驅替壓力梯度表達式為：

水油滲流速度比參數場的計算式為：

將驅替壓力梯度參數場及水油滲流速度比參數場處理成向量，采用Tanimoto 系數法計算其相似度，其表達式為：

引入耗水控制指數表征注采系統抑制高耗水層帶的程度，其表達式為：

該方法計算的耗水控制指數范圍為［0，1］，耗水控制指數越趨向于1，表明當前注采政策越合理，油藏耗水率越低。

4 油井見效模式

孤島油田西區北Ng3-4 實施層系井網互換調整后，日增油量為39.8 t/d，含水率下降2.4%，運行成本降低183 元/t，整體調整效果顯著，但單井效果相差較大。井網互換后油井耗水控制指數統計結果（圖5）表明，互換后油井所在注采單元耗水控制指數差異較大，反映變流線調整后井網對高耗水層帶的控制程度差異大，導致變流線調整后油井的見效特征不同。

圖5 井網互換后油井耗水控制指數統計Fig.5 Statistics of water consumption control indexes in oil wells after layer and well pattern interchange

孤島油田層系井網互換方案制定和實施的根本目的是通過層系井網互換調整油井附近流場，從而改善油井的生產效果，并能達到快速見效［15-19］。但通過油井開發動態分析可知，層系井網互換后的見效狀況并不一致，耗水控制指數高的井區井網對剩余油控制程度高，高耗水層帶不發育或得到有效抑制，轉流線見效快。研究將層系井網互換后油井見效模式歸納為即時見效型、滯后見效型、反復見效型和無效型共4種類型。

即時見效型 即時見效模式的油井一般位于該層系原注采分流線附近，其周圍有大量剩余油，進而使得互換后該井的耗水率降低，開發效果得到有效改善。井網互換前，油井西6-121 位于下層系井網中，水井西5-142 和西5-12 驅替原油分別流向油井西6-12 和西6-11，該注采方向高耗水層帶不發育，計算耗水控制指數，選取注采井連線及油井排間半個注采井距控制的長方形區域，該注采單元耗水控制指數為0.87，油井西6-121 位于油水井排注采分流線上，使得該處大量剩余油未得到有效驅替；當下層系井網換到上層系后，參照油井西6-12，油井西6-121 相對位移為半個注采井距，流線轉變角度為42°，且該井位于剩余油富集區域，水井西6-132 和西5-122 與油井西6-121 存在直接的注采對應關系，油井西6-121處于注采主流線上，可使油井西6-121附近大量剩余油被水井西6-132和西5-12驅替，剩余油得到有效的動用，油井西6-121立即出現增油降水現象（圖6）。

圖6 井網互換前后油井西6-121井位Fig.6 Location map of Well X6-121 before and after layer and well pattern interchange

滯后見效型 滯后見效型為層系井網互換后油井產量未立即上升，而是過一段時間后出現明顯的增油降水狀況，存在效果改善滯后現象。該現象的油井一般是互換后油井井點附近強水淹、剩余油賦存量較少，而新建立的注采關系井間存在剩余油富集區。通過注水井一段時間的驅替，剩余油到達油井井底開始見效，因此存在一定程度的滯后。井網互換前油井西8-101 處于下層系，油井西8-101附近存在明顯的未得到有效動用的剩余油，當下層系井網互換到上層系后，油井西8-101 附近的注采對應關系較少，只有水井西8-132 和西7-122，新注采井網條件下注采單元耗水控制指數為0.76，油井附近的原油未得到及時的驅替，存在滯后現象（圖7）。

圖7 井網互換前后油井西8-101井位Fig.7 Location map of Well X8-101 before and after layer and well pattern interchange

反復見效型 反復見效型為進行層系井網互換后油井產量出現反復波動的現象且多向注采對應。各注采連線上剩余油驅替至油井井底的時間不同，導致油井產油量和含水率出現反復波動。

層系井網互換前油井西5-141 處于下層系，且處于水井排水井之間，水井西5-142 和西5-13 驅替原油至油井西6-12，使油井西5-141 處于注采分流線上，且處于水井排一側，所以該油井處存在高飽和度剩余油區域，但剩余油富集較少，當下層系井網互換至上層系后，注采單元耗水控制指數為0.69，由于油井西5-141 處存在剩余油，因此水井西6-141和西6-132注水可使部分剩余油采出，但由于剩余油較少，所以產量下降迅速。相比滯后見效型，反復見效型見效期存在明顯的分段特征（圖8）。

圖8 井網互換前后油井西5-141井位Fig.8 Location map of Well X5-141 before and after layer and well pattern interchange

無效型 無效型為井網互換后油井的產油含水效果沒有改善。出現無效型模式的油井往往是由于油井互換后所在層位剩余油較少，水淹嚴重，或互換后受儲層非均質性、油水井工作制度等的影響未建立起有效的注采驅替關系。

井網互換前油井西4-141 處于下層系，水井西3-151 和西3-142 驅替原油至油井西4-15，而油井西4-141正處于水井西3-142與油井西4-15注采主流線上，使油井西4-141附近原油驅替充分，井區高耗水層帶發育，互換層系后，注采單元耗水控制指數僅為0.29，井區注入水低效循環，調整效果差。該類油井可通過老井側鉆等方式避開高耗水區域改善開發效果（圖9）。

圖9 井網互換前后油井西4-141井位Fig.9 Location map of Well X4-141 before and after layer and well pattern interchange

總體來看，原注采井對各注采單元的動用情況直接影響該油井附近的剩余油分布，進而影響互換井初期的生產情況。若層系井網互換后油井位于原注采分流線上，則該油井附近剩余油較富集，動用狀況較好，該油井為即時見效型或滯后見效型；若互換后的油井位于原注采主流線上，則該油井附近剩余油較少，驅替狀況較差，該油井為無效型。

5 結論

對孤島油田西區北層系井網互換調整后的油井開發特征進行了研究和分類，基于油井見效程度將油井見效分為即時見效型、滯后見效型、反復見效型和無效型共4 種類型，進而對油井出現不同見效模式的致效機制進行了研究。通過選取驅替壓力梯度和水油滲流速度比2 個判識參數場，利用Tanimoto 系數法求解2 個參數場間的向量相似度，引入耗水控制指數評價層系井網互換后注采井網對高耗水層帶的控制作用。揭示了層系井網互換后油井致效的根本原因。

綜合油井見效模式及致效機制，對油田進行層系井網調整的建議有：①進行井網調整時，油井調整至注采分流線，以提高注采井網對剩余油的控制程度。②油井調整到注采主流線等高耗水區域附近，應通過老井側鉆、堵水調剖等方式改善轉流線效果。

符號解釋

A——網格體截面積，m2；

Bo——原油體積系數，無因次；

i——三維坐標x方向；

j——三維坐標y方向；

k——三維坐標z方向；

K——滲透率，mD；

Ko——油相有效滲透率，mD；

Kro——油相相對滲透率，無因次；

Kw——水相有效滲透率，mD；

L——網格體長度，m；

M——流度系數，m/（mPa?s）；

?p——任意網格i,j,k方向疊加后的驅替壓力梯度，10-1MPa/m；

pi——網格i方向壓力，10-1MPa；

?pi，?pj，?pk——i,j,k方向的驅替壓力梯度，10-1MPa/m；

Qi，Qj，Qk——i,j,k方向的油相滲流速度，m3/d；

R——水油滲流速度比，無因次；

Ri——網格i方向水油滲流速度比，無因次；

T——Tanimoto系數，無因次；

TRANi，TRANj，TRANk——i,j,k方向傳導率，10 mPa·s·m3/（MPa·d-1）；

vw——水相滲流速度，m3/d；

vo——油相滲流速度，m3/d；

μo——油相黏度，mPa?s；

μw——水相黏度，mPa?s。