單元流線認識及影響因素分析——以勝坨油田二區沙河街組二段9砂組為例

紀文靜 （中石化勝利油田分公司勝利采油廠，山東 東營257051）

水驅開發效果與壓力場、溫度場、應力場變化密切相關，壓力場、溫度場和應力場的變化受儲層發育狀況、油水井連通狀況、歷史生產情況等因素影響。針對矢量化調整后單元存在的主要矛盾，通過對儲層發育狀況、歷史生產情況和壓力場變化情況進行分析，認識單井流線分布規律，提出單元流線分布的特點，并對影響單元流線分布的因素進行分析，為單元下一步注采調整提供依據。

1 單元開發簡介

勝坨油田二區沙河街組二段9砂組 （Es92）位于勝坨油田東部穹隆背斜構造的西南翼，北面、東面分別被7號、9號斷層所切割，西南部與邊水相連的扇形斷塊油藏。單元油藏構造簡單，地層平緩，傾角2～5°，地層自東北向西南由高變低，沒有明顯的構造起伏，單元含油面積1．55km2，平均有效厚度4．5m，地質儲量139×104t。

1．1 實施調整后井網完善

至2010年8月之前Es92一直與沙河街組二段10砂組 （Es120）合采，9月開展矢量化調整，實施層系細分，2011年10月單元矢量化井網和水質改善工作完成，解決了層間干擾對單元開發的影響。Es92的井網狀況得到有效改善，單元的注采對應率和水驅控制程度均達到100%，其中三向以上注采對應率達到86．4%，完善水驅控制程度達到70．02%。

調整后Es92水井注水狀況改善，油水井間形成了動態行列式注采井網。單元呈現油井液量上升、油量上升、含水率穩定，能量恢復的開發形勢。

1．2 單元存在問題

實施調整后，單元地層能量在逐漸恢復的過程中，地下流場發生改變，油井的含水、能量呈現不同的變化特點。位于單元中心部位的油井排列因雙向對應，液面回升較快，含水率上升也較快；而靠近邊部及斷層部位液面恢復相對較慢。這表明井網完善后，單元的平面矛盾是制約單元水驅開發的主要問題。

2 單元流線認識

以2－0－104 井 為 例，該 井 位 于單元頂部斷層附近，對應4口注水井。2－0－104井1999年9月至今一直單采Es92的1～2小層。2011年10月Es92水質改善加強注水后，地層能量由1382m 快速恢復到354．4m，含水率由83．16%上升至92．17%。Es92標定采收率38．9%，井區采出程度28．5%，可排除由于采出程度過高引起含水率上升，綜合分析導致2－0－104井含水率上升的原因是注入水突進。

圖1 滲透率等值圖

圖2 厚度等值圖

2．1 單井流線認識

2－0－104井對應注水井中，東側 的2－0N802 井、2－0XN140 井 處于滲透率較高部位向相對低滲部位注 水；西 側2－0C165 井、2－0－278井處于的滲透率較低部位向高滲部位 注 水 （圖1）。2－0N802 井 和2－0XN140井是滲透率主流線方向。

2．1．1 厚度對流線影響

2－0－104井生產Es92的1～2 小層，層內矛盾不突出。對應的注水井 中，2－0－287 井、2－0XN140 井 位于厚度相對較小部位注水，2－0C165井、2－0N802 井 處 于 厚 度 較大的有利部位注水（圖2）。2－0C165井和2－0N802井是厚度主流線方向。

2．1．2 歷史生產情況對流線影響

2－0－104 井 累 計 產 油 量0．7742×104t， 累 計 產 液 量4．5753×104t。對 應 注 水 井 中，2－0－287井和2－0C165井一直單注Es92的1～2 小層，累計注水量8．5×104m3；2－0N802 井、2－0XN140 井所處部位歷史注水量較少，累計注水量僅為4．5×104m3。根據歷史生產 情 況 分 析，2－0－287 井 和2－0C165井 是 歷 史 主 流 線 方向（圖3）。

圖3 歷史流線分布圖

2．1．3 壓力狀況對流線影響

Es92水質改善后，地層能量得到補充，油水井井底流壓都大幅回升，油水井間壓力差下降，平面壓力傳導梯度下降。在注水初期，油水井間壓力梯度較高是形成流線的有利條件，但是壓力梯度長期較高，說明油水井間連通狀況較差。此次分析排除2－0－104井與其他油井間、井組注水井與其他井組油水井間壓力梯度的影響，2－0－104井對應的水井中，位于斷層附近的2－0C165井壓力差及壓力梯度下降較大 （表1），說明該井與水井連通狀況改善，是壓力梯度的主流線方向。

表1 水質改善前后單元油水井間壓力變化情況

2．1．4 主流線確定

2－0－104井 流 線 分 布 情 況 如 下：主 要 影 響 注 水 井 為2－0C165 井，次 流 線 方 向 為2－0N802 井、2－0XN140井和2－0－287井。

根據該井區動態調整和示蹤劑資料，驗證流線方向與分析認識的流線方向一致。因此，減少主流線方向注水，降低主流線方向壓降梯度，加強次流線方向注水，對應油井含水率下降。

2．2 單元流線認識及分布規律

根據動態調整及示蹤劑等測試資料驗證，單元41條油水井對應關系中，已形成12 條明顯流線，11條與通過流線認識得出的主流線方向相符。單元流線主要分布在儲層發育較好的油水井間，流線方向大都與單元儲層物源方向平行，即垂直構造線方向。由于單元平面構造平緩，流線中有7條由構造低部位指向構造高部位，說明構造高差在單元流線形成過程中影響較小。

3 影響單元流線的因素分析

對單元的流線資料進行統計分析，通過已形成的主流線與主流線形成因素之間對應關系，找到影響主流線形成的主要因素。

3．1 儲層滲透率與主流線關系

在與儲層滲透率相關的13條主流線中，水井位于高滲部位向低滲部位注水形成主流線的10條，占76．9%，容易形成主流線；相對均質部位的油水井間形成3條，占23．1%，是形成主流線的次要因素；而低滲部位向高滲部位形成主流線為0，說明較難形成流線。

3．2 儲層厚度與主流線關系

在與儲層厚度相關的12條主流線中，由水井所處部位厚度大、油井所處部位厚度小形成主流線6條，占50%，是主要影響因素；油水井厚度差異較小的部位次之，形成5條，占41．7%，是次要影響因素；而水井位于厚度較小部位注水，油井位于厚度較大部位形成主流線只有1條，占8．3%，說明較難形成流線。

3．3 歷史流線與主流線關系

現狀油水井間的主流線中，有83．3%與歷史主流線方向相符。單元通過加強注水后，歷史次流線上也會形成主流線。但是歷史上無明顯流線，累計注入量較小，動用狀況較差的部位較難形成流線。

3．4 壓力傳導梯度與主流線關系

油水井間壓力差梯度較大，是形成流線的有利條件，但是仍受到儲層發育狀況的影響，壓力傳導梯度過大也是儲層不連通的表現。壓力傳導梯度過低，不利于形成流線，在已形成流線的部位壓力傳導梯度過低是水竄的表現 （例如2－0C165井）。結合單元儲層發育狀況與動態調整認識分析，主流線基本分布在壓力傳導梯度在0．05～0．07MPa／m 之間的流線方向；當壓力梯度小于0．03MPa／m 時，因需要克服毛細管力、重力等因素影響無法形成流線。

表2 影響因素匯總表

經過驗證的主流線中與滲透率主流線相符的占58．3%，與厚度主流線相符占16．7%，與歷史流線相符占33．33%，與壓力傳導主流線相符占66．7% （表2）。滲透率、歷史流線和壓力傳導梯度是影響主流線的主要原因。

4 幾點認識

1）實施矢量化井網調整后，沙河街組二段9砂組水驅控制儲量和井網狀況都得到較好改善。但是在靜態完善的注采井網下，地下流場的再造和水驅開發效果的改善受儲層發育、歷史生產情況和壓力場變化等因素影響。

2）水井位于滲透性好、儲層厚度大的有利部位注水比較容易形成流線。影響流線的因素中厚度、歷史流線、滲透率和壓力傳導梯度對單元主流線的影響作用依次增加。

3）注水開發過程中，油水井間壓力梯度較高是注水初期形成流線的有利條件，開發過程中壓力梯度過小說明存在水竄的危險，合理控制油水井間壓力梯度是改造流場的有效途徑。單元主流線的壓力梯度基本在0．05～0．07MPa／m 之間。

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