河流相水平井井網油田穩油控水研究與實踐
——以渤中S油田為例

雷 源，張建民，王西杰，孫廣義，常會江

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452)

河流相水平井井網油田穩油控水研究與實踐
——以渤中S油田為例

雷 源，張建民，王西杰，孫廣義，常會江

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452)

渤中S油田是發育于極淺水三角洲沉積體系的中型常規油油田，具有單砂體油層厚度薄、儲層橫向變化快、縱向上多期河道砂體相互交錯疊置的特征；油田采用水平井分層系開發，開發進入中含水期后，含水快速上升，產量大幅遞減。為了實現油田高效開發，研究應用了復雜河流相油田大井距單河道精細描述技術、水平井注采井網流場重構的優化注水技術及水平井全壽命提液技術。這些技術應用后取得了較好的開發效果，確保了該油田的高效開發。

渤中S油田；河流相；單河道描述；水平井注采井網；穩油控水

渤中S油田是發育于極淺水三角洲沉積體系的中型常規油油田，主要含油層系為明下段Ⅱ油組，儲層孔隙發育。作為渤海油田首個以水平井一次井網成型開發的邊水油藏，油田開發初期獲得了較好的開發效果，投產7年采出程度已接近18%。隨著油田逐步進入中高含水期，穩油控水難度越來越大。因此，針對該油田地質和開發特點開展提高采收率研究勢在必行。

1 油田穩產面臨的挑戰

1.1 單砂體精細描述難度大，剩余油表征困難

渤南地區新近系明化鎮組主力油層為河湖相交互沉積，儲層以分流河道及水下分流河道沉積為主[1-2]，由于受河道控制，砂體相帶窄，河道多級分叉、改道及切割疊置，儲層隔夾層發育、非均質性強；主力油層隔夾層的級次、成因機理及平面分布范圍不明確。渤中S油田主要是基于單砂體水平井網開發，開發井距大、資料相對較少，缺乏利用水平井資料開展儲層精細研究的技術手段，采用常規技術難以實現對儲集層的精細描述，為剩余油挖潛帶來很大困難。

1.2 海上水平井注采井網穩油控水經驗不足

水平井注采井網具有投產初期產能高、無水采油期長的特點，但是，一旦見水含水上升速度快，產量遞減大。區別于定向井注采井網測試資料豐富、措施類型多樣的特點，海上水平井注采井網測試成本高，措施方式單一，往往僅能靠提液實現增油效果。除此之外，控水技術受制于河流相油田的地質復雜性，為優化注水研究帶來很多不確定性。如何對類似井網實施有效的穩油控水，海上經驗較少，為油田改善水驅效果帶來很大難度。

2 大井距河流相油田儲層精細表征研究

2.1 復合河道的精細刻畫

河流相油田開發過程中，存在注采受效不明顯、水驅程度不均、剩余油分布復雜等情況。為充分挖掘油田剩余油，改善油田開發效果，提高采收率，必須對復合砂體開展精細儲層研究，把地質研究精細至單一成因級別。

渤南地區新近系明化鎮組下段，整體上具有較低的砂地比，砂體通過地震資料可得到較好識別[3-4]。在目的層段，地震資料同相軸連續性好，信噪比與分辨率較高，地震資料品質好。因此，通過地震屬性資料對儲層進行追蹤，能有效表征砂體的疊置關系，刻畫出河道邊界。

本文河道邊界刻畫主要使用地震反演資料，其中波阻抗低值對應砂巖，而波阻抗高值表現為砂巖尖滅。本文根據地震相與砂巖的對應關系總結出5種識別河道邊界的地震相響應特征(圖1)。

圖1 地震相的河道識別模式

受地震分辨率影響，利用地震相刻畫的河道邊界存在不確定性，需借助測井資料對地震相刻畫的結果進行修正，并通過測井資料對地震相的識別模板進行驗證。實鉆開發井表明，地震相刻畫的河道邊界絕大部分與測井相吻合，只有個別地方存在差異，需要對河道邊界進行修正。以渤中S油田明化鎮組下段Ⅱ油組1小層1-1167砂體為例，在順河道地震剖面上，河道具有明顯的“頂平底凸”的特征；測井相上呈正韻律的二元結構特征，通過井震結合能夠有效區分河道邊界。橫切河道方向，各條河道邊界清晰，疊置關系也很明顯，甚至可以分辨出河道的演化順序。結合測井相特征，在地震剖面上進行解釋追蹤，最終刻畫出目標砂體的河道平面展布形態。

2.2 單河道的精細刻畫

復合河道表現為多個正韻律特征，測井反映的部分單層砂巖可能是復合河道砂體的厚度。分流河道砂體內部結構極為復雜，主要表現為縱向上由不同期次的分流河道砂體相互疊置，形成10～20 m的厚油層，層間夾層不連續；平面上由多條河道側向遷移，形成大面積分布的復合砂體，儲層非均質性嚴重。因此，以測井曲線形態為基本依據，以不同沉積模式為理論指導，可以把相互疊置的分流河道厚砂層細分對比到可追蹤的單一分流河道沉積單元。如圖2所示，該期復合河道垂向上依據測井響應特征可細分出兩期單河道。

復合河道砂體存在多期單河道疊置時，地震反射特征有所變化，其變化與單河道的疊置關系、夾層發育位置等組合特征有關。綜合研究及實踐證明，當兩期單河道疊置時，地震反射波形會變“胖”或呈復波，頻率降低，在平面上通常反映為低頻分布區。單河道的疊置特征與其對應的地震響應特征可分為兩種類型：①一期單河道不存在多期河道疊置時，對應的地震波形呈簡單對稱形態；②兩期單河道疊置時，對應的地震波形為復波或者波形呈不對稱形態。

圖2 復合河道的垂向單河道劃分

河流相油田儲層隔夾層主要分布于分流河道末梢、分流間灣以及多期河道疊置區域，通過對單河道識別，可有效指導儲層隔夾層分布范圍的刻畫，為剩余油挖潛奠定基礎。如圖3所示，受河道疊置及隔夾層遮擋作用影響，注水井A9、A19井對應受效井主要為A15和A20井，而A40井周水驅動用程度低、剩余油富集，具備挖潛剩余油潛力。該井自2014年10月補孔，平均日產油40 m3，含水一直低于20%，進一步證實了A40井井周剩余油富集。

通過單河道刻畫、隔夾層描述和三維精細地質模型表征，有效指導了該油田方案部署及指標預測。其中，渤中S油田20口綜合調整井于2015年實施完畢，儲集層鉆遇率達到98%，厚度誤差小于3 m，預測平均單井日產油、含水率與設計基本一致；低含水期維持半年，證實儲層精細表征準確，調整后油田日產油增加992 m3，增幅45%，油田采收率提高3%。

圖3 兩期單河道的空間展布及隔夾層發育展布

3 水平井注采井網穩油控水技術

3.1 水平井注采井網流場重構的優化注水技術

優化注水的技術關鍵是確定注水井對其受效油井的分配系數[5-7]。規則井網往往采用幾何平均法計算注采井間的注入量及產量分配系數，不規則井網及聯合井網確定產量分配系數往往無標準參考。在綜合考慮儲層非均質性與油井生產動態變化基礎上，本文提出通過流場分析方法，分別對聯合注采井網及水平注采井網進行流場重構，使注采分配系數更為合理。

3.1.1 聯合井網注采分配系數優化

以相控精細地質模型為基礎，利用流線模擬器進行開發指標預測[8-9]，重點擬合現場井間受效情況，擬合油水井的連通情況，通過計算每口注水井注水量平面劈分量，量化油井泄流面積、注水井水驅波及面積，修改配產配注，進一步計算分配系數調整后的井組增油量。

以B13H井為例，該井受定向井A31和水平井A11H共同注水影響，兩口水井分配系數如圖4所示。通過流線模擬發現，A11H井對B13H井注水貢獻更小一些，與以往認識差異較大(圖5)。2015年9月以后，采用流線模擬計算的分配系數優化兩口注水井配注量，提高A31井注水量，降低A11H井注水量，改變了B13H井組附近流場分布，擴大了A31井周圍剩余油波及范圍，B13H井增油效果較好(圖6)。

3.1.2 水平井注采井網注采分配系數優化

通過水平井注采井網優化，確定了以正線性驅交錯井網為最優的布井技術。該井網近似于五點法井網，可實現少井高產的效果，目前已在渤中S油田應用15個井組，水平生產井的產能及地層壓力均保持良好。隨著開發階段的延長，注水井的波及系數擴大，流線包含的范圍也擴大。油井進入中高含水期時，不同時期五點法井網滲流單元流線示意圖表明，注水井主要沿主流線方向不斷增加過水倍數，流線包含的范圍變化不明顯。

圖4 B13H井組優化前注采分配系數

圖5 B13H井組優化后注采分配系數

圖6 B13H井組配注量優化前后注采曲線

基于注水井停注時壓力動態變化所形成的竄流作用，為了提高現有井網的水驅采收率，對水平注水井實施穩定注水和強弱交替注水流線對比(圖7)，從圖中可以看到，強弱交替注水改變了穩定水驅階段的流場，死油區儲量得到動用，明顯提高了注水井的波及系數，同時抑制了原主流線沿高滲層的滲流，有效控制了油井含水率的增加，平面水驅方向得到了很好的改善。利用該方法對渤中S油田水平注采井網進行了礦場實踐，以A3H井為例，2016年3月通過對A11H井增注和A12H井弱注，A3H井日增油20 m3，增幅30%，含水率下降5%，強、弱交替注水效果明顯。

目前，應用該技術在渤中S油田已累計調整分配系數18井組，累增油14×104m3；油田地層壓力自2012年以后穩步回升，為油井進入高含水期后的大幅提液做好了保壓準備。

圖7 穩定注水(左)和強弱交替注水(右)流線對比

3.2 水平井全壽命提液技術

水平井提液措施已廣泛應用于許多油田，取得了良好的效果。但因該方法依賴于探井的相滲曲線，加上海上油田探井井數有限，因此，采用探井相滲曲線判斷單井提液時機，造成部分單井判斷失誤。同時，該方法無法準確預測提液增油量，在驗證措施實施效果時往往只能粗略計算。本文從不同開發階段入手，以單井生產動態數據為基礎，提出了判斷單井提液時機并計算提液增油量的新方法。

3.2.1 無水采油階段提液研究

油井流入動態曲線建立了產量與流壓之間的關系，針對水平井流入動態關系，Bendakhlia等[10]用兩種三維三相黑油模擬器對溶解氣驅油藏進行了深入分析，推導出公式(1)，式中系數v和n都是采出程度的函數，但Bendakhlia模型并未給出方程參數與采出程度的具體函數關系。為了滿足求解系數v，n和qomax的精度及算法優化要求，在Bendakhlia模型基礎上，引入遺傳算法對IPR曲線參數進行回歸計算[11]，得到了吻合度較高的擬合曲線，最終獲得了油井不同流壓與產量的關系曲線。

(1)

3.2.2 穩定水驅階段提液研究

油井進入穩定水驅階段，決定能否提液的關鍵因素是無因次采液指數和無因次采油指數隨含水率的變化，這兩個參數需要擬合油相指數和水相指數才能獲得。通過對比多種水驅曲線，廣適水驅曲線模型能夠更準確地反映油井水驅規律。廣適水驅曲線[12-13]是通過油井累計產油、累計產水尋找Np與Np2/Wpq的關系(式2)，以此確定油井的NR，a，q，no，nw及M，如式(3)、(4)所示：

(2)

(3)

(4)

式中：a，q——待定系數；Np——累計產油量，104m3；NR——水驅可動油儲量，104m3；Wp——累計產水量，104m3；no——油相指數；nw——水相指數；M——水油流度比。

建立單井廣適水驅曲線模型之后，利用動態油水兩相相對滲透率公式(式5)計算出不同含水率下的無因次采液指數JDL(式6)，得到無因次采液指數與含水率的關系。

(5)

(6)

式中：Kro——油相相對滲透率，無量綱；Krw——水相相對滲透率；Sw——含水飽和度；Kro(Swi)——束縛水飽和度下的油相相對滲透率；Krw(Sor)——殘余油飽和度下的水相相對滲透率；JDL——無因次采液指數。

以渤中S油田的一口生產井A7H為例，該井于無水采油階段及穩定水驅階段分別進行了提液。無水采油階段采用遺傳算法擬合油井流入動態曲線，并根據其曲線設計流壓下降0.13 MPa，日增油45 m3；進入穩定水驅階段，通過建立本井的廣適水驅曲線模型，開展提液增油設計。礦場實踐證明，兩種方法實際增油量與設計基本一致。目前，應用該套技術已累計提液25井次，累增油15×104m3，大幅提高了提液設計的預測精度。

4 結論

河流相水平井注采井網油田穩油控水技術較好地解決了復雜河流相油田在穩產中面臨的幾個主要難題。河流相油田河道識別技術將地質研究精細至單一成因砂體層次；利用水平井注采井網流場優化注水技術實現了聯合井網注水量平面劈分系數的量化；建立了水平井全壽命提液方法，提液預測精度實現定量化。生產實踐證明，本文方法有效指導了河流相油田剩余油挖潛，提高了油田采收率，對于指導該類油藏進一步高效開發具有積極意義。

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編輯：王金旗

1673-8217(2017)03-0096-05

2016-11-30

雷源，工程師，1985年生，主要從事油藏工程及油氣田開發研究工作。

國家科技重大專項“海上油田叢式井網整體加密及綜合調整油藏工程技術應用研究”(編號2011ZX05024-002-007)部分研究成果。

TE313.3

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