喇薩杏油田特高含水期調整潛力評價方法研究

郭軍輝，朱麗紅，曾雪梅

張興德，吳忠臣，金艷鑫

(中石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163712)

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喇薩杏油田特高含水期調整潛力評價方法研究

郭軍輝，朱麗紅，曾雪梅

張興德，吳忠臣，金艷鑫

(中石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163712)

[摘要]對于注水開發的非均質砂巖油田，只有搞清注采井網的完善程度和剩余油的分布狀況，才能有針對性地采取挖潛措施，提高油田開發水平。針對喇薩杏油田非均質嚴重、開發時間長、含水率高的特點，首先在檢查井資料分析的基礎上，明確了影響特高含水期剩余油形式的兩大主要因素；其次以精細地質研究和滲流理論為基礎，提出了基于井間非均質性的注采關系定量評價方法；最后將注采關系與剩余油評價結果相結合，發展了特高含水期的10類剩余油潛力類型和4種調整潛力的快速評價方法。提出的方法具有操作簡便、人為影響少的優點，可廣泛應用于水驅砂巖油田的剩余油潛力類型及挖潛措施的研究。S開發區B1區塊的評價表明，特高含水期以零散的注采不完善型剩余油為主，挖潛措施主要是堵水和壓裂，現場實施取得明顯的增油降水效果。

[關鍵詞]水驅；注采關系；剩余油；潛力類型；挖潛措施；喇薩杏油田

剩余油研究是貫穿油田開發始終的一項基礎性工作。喇薩杏油田經過50多年的注水開發，目前已全面進入特高含水、特高采出程度的“雙特高”開發階段，剩余油分布總體呈現“整體零散，局部富集”的特點[1]。截止到2014年底，喇薩杏油田可采儲量采出程度達到86.4%，仍有很大一部分剩余可采儲量需要在特高含水期開發。面對油田含水率和開采成本逐年升高、國際油價不斷下降的實際，有必要深入研究喇薩杏油田特高含水期的剩余油分布規律及有效的開發調整對策，進一步開展精細水驅挖潛，推動油田開發水平的持續提高。筆者在喇薩杏油田剩余油影響因素分析和油水井注采關系評價方法研究的基礎上，提出了一套以人機交互為基礎的剩余油潛力評價和調整措施優選方法，極大提高了開發調整對策制定的針對性和效率，對水驅開發油田高效開發和調整具有很好的借鑒意義。

1喇薩杏油田剩余油影響因素分析

剩余油的形成與分布十分復雜，從水驅采收率的角度來看，采收率越高，剩余油越少；而采收率是驅油效率和體積波及系數的乘積。體積波及系數主要受控于油藏非均質性與注采狀況，其中平面波及系數受控于平面非均質性與注采狀況，厚度波及系數則取決于層內的非均質性與注采狀況。驅油效率的主要控制因素有儲層的孔隙結構、相滲特征、儲層潤濕性、油水黏度比以及注入倍數等。因此，油藏的非均質性和開采的非均勻性是導致油藏非均勻驅替的兩大主要因素。

1.1地質因素

地質特征是決定剩余油分布的內在因素。喇薩杏油田為大型陸相淺水湖盆河流-三角洲沉積體系，主要發育辮狀河、曲流河和水下分流河道3種典型的河道砂沉積，儲層非均質性嚴重。非均質性主要受沉積微相控制，不同沉積微相具有不同的孔滲性、孔隙結構和滲流特征，也具有不同的剩余油分布特征。高含水及特高含水期開發階段，沉積微相單元對剩余油分布的控制作用主要表現在儲層物性的縱橫向差異上。在注水開發過程中，注入水總是優先進入物性好的河道，并沿著河道下游方向突進，然后向河道上游和兩側擴展，導致河道邊部儲層受效程度低，剩余油飽和度較高[1～3]。因此，廢棄河道、河間砂、斷層等各種遮擋以及夾層、物性等地質因素是形成剩余油的主要內因。

1.2開發因素

對于注水開發砂巖油田，注采井網與油層非均質性的匹配關系是影響特高含水期剩余油分布的主要因素[3,4]，剩余油主要是由于注入水不能有效驅替而形成的。檢查井統計結果表明，主流線位置動用最好，滯留區動用較差，主流線上的平均驅油效率最高，達40%左右；滯留區最低，僅為15%左右。不同流線位置時層數比例及水洗狀況表明(表1)，主流線的水洗厚度比例為76.7%，非主流線的水洗厚度比例為51.3%，滯留區的水洗厚度比例為35.2%。對于曲流河型砂體，河間砂、廢棄河道、斷層等變差部位遮擋附近形成的注采不完善區，巖性、物性變差的河道邊部以及注采不完善的決口河道中仍存在剩余油的富集區。對于水下分流河道砂體，由于河道砂體規模比較小，呈坨狀、透鏡狀或窄小河道狀，其規模一般小于原井網的井距，河道砂體自身很難完善注采關系，只能通過其周圍非河道砂來完善注采關系，從而導致注水受效變差，形成剩余油。

表1　不同流線位置時的層數比例及水洗狀況表

圖1　不同沉積相儲層水洗厚度比例與注檢距離關系

研究表明，不同沉積微相儲層由于滲透率、孔隙結構等的差異導致在相同注水時間條件下注入水的波及范圍不同，進而決定了剩余油富集區的不同。河道砂儲層厚度大、物性好，滲流阻力相對較小，注入水易沿河道突進，有效驅替半徑可以達到300m以上；而表外儲層泥質含量高，儲層滲透率一般只有10～20mD，滲流阻力較大，注入水很難波及，有效驅替半徑只有150m左右(圖1)。因此，注采不完善區形成的剩余油是儲層非均質性和井網形式共同作用的結果。

2特高含水期剩余油潛力成因類型分析

生產及檢查井資料均表明，喇薩杏油田進入“雙特高”開發階段以后，縱向上幾乎層層見水，平面上局部剩余油相對富集。從影響剩余油分布的地質和開發因素看，剩余油富集區主要是由于井網形式和儲層非均質性不匹配等原因造成的注采不完善形成的。為了深入研究剩余油潛力的成因類型，必須開展油水井注采關系和剩余油分布的系統評價。

2.1注采關系評價

注采關系評價是注水開發油田動態分析和調整潛力評價的基礎。傳統的油水井連通關系的確定多是經過對動靜態、測試、試井、井網形式等資料綜合分析的基礎上手工繪制給出的[5,6]，工作量大，人為影響嚴重。而容量阻力模型[7,8]則將生產歷史用于注采井間連通關系的評價，人為影響小，但目前尚不能用于多層砂巖油田的單層注采關系的評價。

根據水電相似原理和滲流特性，油水井注采關系與滲流阻力直接相關，而滲流阻力則取決于油層的非均質性。河道砂儲層滲透率高，滲流阻力低，驅油效率高；薄差油層泥質含量高、滲透率低，滲流阻力大，注入水很難波及，容易形成剩余油富集區；斷層則起到完全遮擋的作用，致使注水不受效；尖滅區則起到不同程度的遮擋作用，致使注水受效變差。因此，通過對油水井的距離、油水井的空間分布、油層的非均質性、斷層的展布、生產動態等的綜合評價，即可給出油水井間的注采關系評價結果。該次研究在已有成果[9,10]的基礎上，為量化油層非均質性對優勢滲流方向的影響，引入非均質加權系數來表征油水井間的非均質性：

(1)

式中：λ為非均質加權系數，1；n為油水井間的網格數，個；fi為第i個網格的沉積微相值，整數。

儲層物性越好，λ值越高；相反儲層物性越差，λ值越低。對喇薩杏油田來說，河道砂為1，主體河道砂為2，非主體河道砂為3，表外為4。

非均質條件下單層注采關系評價的具體步驟為：①根據精細油藏描述成果，制定不同沉積微相條件下的最大受效半徑圖版；②統計不同階段各井的生產、補孔、射孔、堵水及壓裂等情況，篩選出射孔井層；③以采油井為中心，在最大受效半徑內搜索相關注水井；④刪除有斷層遮擋或尖滅區比例過大的注采關系；⑤根據油水井間非均質加權系數對各對注采關系進行綜合評價，按評價結果刪除次要注采關系。

2.2剩余油分布研究

剩余油分布研究是特高含水期調整挖潛的基礎，而數值模擬是應用最為廣泛的研究手段。同時，為了進行剩余潛力類型的研究，必須將注采關系評價結果與剩余油分布相結合。方法一是將數值模擬研究的小層剩余油飽和度數字化，然后與注采關系進行疊加，再進一步進行剩余潛力類型的評價。方法二是根據各油水井注采方向上的累計注水量和波及體積估算井間的含油飽和度分布。

為了估算各注采方向上的波及體積，首先用概念模型的流線數值模擬研究了不同注采關系下的流線形態，進而給出了在給定注采關系基礎上劃分注采單元的近似方法。從概念模型流線數值模擬的結果看，注采單元的分界點多位于2口注水井或2口采油井的中間位置。為了簡便，注采單元剖分時采用如下方法：

1)注采單元有4口井(2口油井、2口水井)時，取4口井的坐標平均值作為剖分節點。

2)注采單元有2口油井和1口水井組成時，取2口油井中點為剖分節點。

3)注采單元有2口水井和1口油井組成時，取2口水井中點為剖分節點。

4)注采單元一側沒有節點時，以近似五點法井網外擴，即以油水井連線為斜邊的等腰直角三角形作為注采單元的一部分。

對于各注采方向上的累計注水量，可在油水井間滲流阻力系數計算的基礎上進行劈分[10]。如果該注采關系從油田開發之初就一直存在，則可進行不同階段累計注水量的累加；如果是某時間段以后的加密井或更新井，則首先根據該油水井間的飽和度分布和滲流理論估算已有的累計注水量，然后與本階段注水疊加得到現階段的累計注水量。最后在累計注水量和波及體積計算的基礎上，給出各注水方向上的含油飽和度分布，并在井間進行含油飽和度插值。

2.3剩余油潛力類型分析

對于注水開發油田，剩余油形成的最根本原因是注入水未波及或驅替不充分。因此，按照注入水的波及程度，可將剩余油分為目前井網基本未動用和動用程度低2大類。

對于目前井網基本未動用的剩余油，按照成因可進一步細分為封閉性斷層影響形成的斷層邊部剩余油，注采井網不完善形成的無注無采、有采無注及有注無采型剩余油，砂體發育零散形成的孤立砂體型剩余油等。而動用程度低的剩余油則可進一步細分為由于層間差異嚴重形成的層間干擾型剩余油，由于平面非均質性差異而形成的平面干擾型剩余油，由于注水井對應層位物性差而導致的吸水差型剩余油，由于采油井儲層物性差而形成的物性差型剩余油和由于儲層厚度大而形成的層內剩余油等類型。而針對層間干擾、平面干擾、物性差等類型的剩余油，需要根據油田的生產資料及吸水剖面資料進行研究，給出具體的界限標準，然后進行剩余油類型的量化識別。以喇薩杏油田為例，層間干擾的判定條件為該層有效厚度小于0.5m，且上下10m范圍內有大于1m的射孔層；平面干擾的判定條件是注采關系線上的非均質系數或注采井距級差大于2；厚油層層內的判定標準為儲層有效厚度大于2m；物性差的判定標準為表內儲層有效厚度小于0.2m，表外儲層砂巖厚度小于1m。以此為基礎，按照先注采不完善后注采完善、先好層后差層、先采油井后注水井的原則，結合注采完善程度的評價和剩余油分布的研究，即可量化10種不同類型剩余油的潛力及分布，具體步驟如下：

1)給定界限含水率或含油飽和度并篩選符合界限要求的井層及網格，以該井層為中心，在給定搜索半徑范圍內篩選相關的油水井注采關系。

2)搜索范圍內無注采關系、無射孔注水井且無射孔采油井：無注無采。

3)搜索范圍內無注采關系、無射孔注水井且有射孔采油井：有采無注。

4)搜索范圍內無注采關系、有射孔注水井且無射孔采油井：有注無采。

5)搜索范圍內無注采關系、有射孔注水井或有射孔采油井：孤立砂體。

6)搜索范圍內有注采關系、有斷層影響：斷層邊部。

7)搜索范圍內有注采關系、無斷層、滿足厚油層條件：層內。

8)搜索范圍內有注采關系、無斷層、滿足物性差條件：物性差。

9)搜索范圍內有注采關系、無斷層、滿足層間干擾條件：層間干擾。

10)搜索范圍內有注采關系、無斷層、滿足平面干擾條件：平面干擾。

11)搜索范圍內有注采關系、無斷層、滿足吸水差條件：吸水差。

3特高含水期開發調整潛力評價

剩余油潛力評價是特高含水期注水開發精細調整及挖潛的基礎，而開發調整潛力則是現有技術條件下的具體措施工作量的評價。在區塊注采關系評價、剩余油潛力及成因類型評價、給定技術經濟界限的基礎上，可進一步開展水驅開發調整潛力的評價，最終給出區塊的井網加密調整及注采系統和注采結構調整潛力，為油田的進一步高效開發提供決策基礎。

3.1加密調整潛力

經過多年的開發實踐，喇薩杏油田建立了“分階段、多次布井、多次調整、接替穩產”的開發模式[12]。遵循這一開發模式，油田先后經歷了基礎井網、一次井網加密調整和二次井網加密調整階段，部分區塊又開展了三次井網加密和局部加密調整。為了進行加密調整潛力的評價，必須開展不同開采對象可調厚度的研究，而可調厚度是由經濟和技術界限共同決定的。單井控制可采儲量界限是確定可調厚度的物質基礎。根據盈虧平衡原理，考慮鉆井、基建、操作成本、稅收、內部收益率等參數后，可用下式得到水驅單井經濟可采儲量下限：

(2)

式中： NRmin為水驅單井經濟可采儲量下限，t；SZ為單井鉆井完井費用，元/口；SJ為基建費用，元/口；J為原油價格，元/t；Cd為原油成本，元/t；CS為噸油稅金，元/t；n為經濟開采年限，年；a為貼現率，%；Y為內部收益率，%。

以此為基礎，根據區塊的具體井網形式及剩余油分布可進一步給出平均的可調厚度經濟界限。另一方面，考慮目前的工藝技術水平，加密目的層位之間的隔夾層應大于1m。同時，考慮喇薩杏油田歷次調整開發對象的不同，應按照開發調整對象進行逐井逐層的可調厚度篩選，最終結合經濟界限給出不同調整對象的可加密調整潛力區。

3.2補孔潛力

補孔是特高含水期精細挖潛的主要手段之一。通過補孔，可以進一步完善局部注采關系，挖掘單層剩余油富集區。因此，補孔的對象主要是注采不完善及斷層邊部型的剩余油。在注采關系和剩余油分布研究的基礎上，首先對剩余油潛力類型進行分類，將潛力類型為無注無采、有注無采、有采無注、斷層邊部和孤立砂體等的未射孔潛力井層篩選出來；然后按照各井層的含油飽和度，根據相對滲透率曲線得到各井層的含水率，將小于含水率界限的目的層進一步優選出來；再考慮工藝技術水平，確保隔夾層大于隔夾層界限，最終優選出各油井的補孔潛力層位。最后，考慮到不同井網油井開采對象的不同，將各采油井的補孔目的層進行累加，折算有效厚度和大于給定界限的井即為補孔目的井。

3.3壓裂潛力

壓裂也是特高含水期精細挖潛的主要手段，其主要對象是動用程度較低、注水受效差的儲層，潛力類型多為物性差型剩余油。首先給定壓裂的含油飽和度或含水率界限、有效厚度經濟界限；其次按照各井層的含油飽和度，將符合給定界限的目的層優選出來，并根據注采關系評價結果，剔除注采不完善的井層；然后根據隔夾層情況，確保隔夾層大于界限標準，同時單井產液量小于給定的單井產量界限；最后根據單井壓裂潛力層的折算有效厚度是否大于有效厚度經濟界限，確定最終的壓裂井層。

3.4堵水潛力

堵水是特高含水期控制單井含水率的有效手段之一，堵水的對象主要是全井產液量高、含水率高的井中含水率高的單層。篩選堵水潛力時，首先根據實際生產情況給定堵水井層的產液量及含水率界限；然后根據全井的產液、含水率情況，將單井日產液、含水率大于界限標準且生產能力強(井底流壓大于平均流壓)的油井篩選出來；最后將該井中單層含水率大于堵水界限、單層產液量與全井產液量之比大于產液比例界限的層篩選出來，即為堵水潛力層。

4應用實例

根據該項研究成果，進一步完善了小層動用狀況評價軟件，實現了集多種資料于一體的特高含水期動用狀況及調整潛力的快速評價，為特高含水期水驅精細挖潛提供了快速可靠的技術手段，目前已廣泛應用于喇薩杏油田的注采系統及調整潛力評價中。以S開發區B1區塊高臺子油層為例，該區塊高臺子油層共有3套井距為300m的反九點井網，分別是高Ⅰ+Ⅱ油組、高Ⅲ+Ⅵ油組和高臺子油層合采。從注采系統評價結果看(表2)，砂巖水驅控制程度達到89.0%，注采系統相對較完善，且以兩向受效為主，為43.4%。從含油飽和度較高的剩余油潛力類型分析來看(表3)，剩余油呈現出“整體零散，局部富集”的特點，富集區主要集中在注采不完善、斷層邊部等注入水波及不到或受效不好的區域，占49.1%；而吸水差、平面干擾等動用差類型的剩余油比例也較大。特高含水期精細挖潛的主要方向，應該是有針對性地完善注采系統，進一步提高注入水的波及范圍和波及程度。從開發調整潛力評價結果看，該區塊可調厚度為1.1m，小于1.6m的可調厚度經濟下限，目前條件下沒有全面加密調整的潛力；由于特高含水期剩余油整體較分散，全井補孔潛力井數較小，僅有10口左右，對于這部分注采不完善的剩余油，需要結合井網及層系調整進行挖潛；而壓裂和堵水潛力井數較大，分別為54口和140口。以W145井為例，該井壓裂15個小層，其中11個小層砂體差、注采不完善、剩余油富集，注水受效差或不受效，壓裂后日增油6.0t，含水率下降2.1個百分點，取得了較好的增油降水效果。

表2　S開發區B1區塊高臺子油層水驅控制程度統計

表3　S開發區B1區塊高臺子油層不同剩余油潛力類型比例

5結論與認識

在精細地質研究和剩余油形成原因分析的基礎上，提出了一種基于井間非均質性的注采關系定量評價方法，并結合剩余油分析發展了剩余油潛力類型和開發調整潛力的評價方法，完成了相應軟件的研制，在現場取得了較好的應用效果。

1)油藏非均質性及其與注采井網的匹配程度是影響剩余油分布的2大主要因素，而特高含水期剩余油分布整體零散，但仍以注采不完善類型為主。

2)以精細地質研究為基礎，提出了一種基于井間沉積微相的油水井注采關系定量評價方法，實現了非均質砂巖油田油水井注采關系的快速、定量、精細評價。

3)發展了基于注采關系和剩余油評價的剩余油潛力類型及調整潛力評價方法，具有快速、簡便、實用的優點，對井網加密調整、注采系統和注采結構調整措施的制定具有很好的指導作用。

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[編輯]黃鸝

Method for Evaluating Potentiality of Reservoir Adjustment in Lasaxing Oilfield during Extra-high Water-cut Period

Guo Junhui, Zhu Lihong, Zeng Xuemei, Zhang Xingde, Wu Zhongchen, Jin Yanxin

(FirstAuthor’sAddress:ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,DaqingOilfieldCo.Ltd.,PetroChina,Daqing163712,Heilongjiang,China)

Abstract:In allusion the characteristics of serious heterogeneity, long development interval and high water cut, on the basis of well data analysis，2 major factors which influenced remaining oil development were clarified in Lasaxing Oilfield. Based on fine geological study and filtration theory, a method for quantitative evaluating the relation between waterflooding and production was proposed based on interwell heterogeneity. The injection -production relationship was combined with the remaining-oil evaluating result, 10 types of remaining oil of potential taping and 4 methods for evaluation were developed.The proposed methods are easy for operation with less human influence, it can be used for taping the potential of remaining oil in waterflooded sandstone reservoirs and for studying measures of potential taping. The result of evaluation in Block B1 of S Development Area indicates that there exists mainly scatteredly distributed remaining oil at extra-high water stage, the potential taping mainly includes water plugging and fracturing, field application obtains evident effects of oil increment and water reduction.

Key words:waterflooding；injection-production relation；type of remaining oil；potential tapping measure；Lasaxing Oilfield

[中圖分類號]TE327

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2016)8-0058-06

[作者簡介]郭軍輝(1981-)，男，碩士，高級工程師，主要從事油藏工程和剩余油研究工作，guojunhui@petrochina.com.cn。

[基金項目]國家科技重大專項(2011ZX05010-002，2011ZX05052)；中國石油天然氣股份有限公司重大科技項目(2011E1205)。

[收稿日期]2015-09-25

[引著格式]郭軍輝，朱麗紅，曾雪梅，等.喇薩杏油田特高含水期調整潛力評價方法研究[J].長江大學學報(自科版),2016,13(8):58～63.