高含水油藏整體注采耦合參數優化方法

鄒桂麗，袁成武，李祥珠，彭倩

（江蘇油田分公司采油二廠，江蘇金湖211600）

高含水油藏整體注采耦合參數優化方法

鄒桂麗，袁成武，李祥珠，彭倩

（江蘇油田分公司采油二廠，江蘇金湖211600）

以江蘇油田銅莊斷塊地質和目前開發特征為基礎，構建了銅莊斷塊精細地質模型，并進行了精細的油藏數值歷史擬合。在動靜態模型擬合的基礎上，得到了銅莊斷塊各層的流場強度場，結合生產動態，明確了優勢通道區域分布。根據銅莊優勢剩余油分布主要處于井網邊部的邊界區域，上套層系采取了整體注采耦合的方法來進行平面調驅，同時進行在不同的流場強度區域，進行液量分區調整，高流場強度區域降低液量，低流場強度區域提升液量。

銅莊斷塊；高含水；流場；注采耦合

銅莊斷塊為安樂油田主力產油斷塊之一，是受銅Ⅰ斷層和天60斷層共同夾持形成的含油斷塊，含油層系為下第三系阜寧組E1f22、E1f23，探明含油面積0.7 km2，地質儲量149×104t。綜合含水80%以上，可采儲量采出程度大于75%，總體上已處于高含水、高采出開發階段，現階段油水關系分布復雜，常規措施挖潛余地越來越小，穩產難度較大。隨著油藏開發的深入，油藏矛盾逐步凸顯，具體表現如下：（1）水驅方向性強，平面上注入水沿優勢通道水竄。注入水低效、無效循環嚴重，存水率低，地層壓力水平低；（2）非主力層動用難，前期治理挖潛結果表明動態情況與儲層潛力認識不一致；（3）部分層動態停注、高含水井停采，井網失控嚴重，導致油藏水驅動用程度偏低。上套層系水驅動用程度42.5%；下套層系水驅動用程度52.2%。

筆者擬基于銅莊斷塊實際模型，深入闡明剩余油分布與流場的關系，以此為依據對區塊流場進行重新調整，通過調整注采系統來改變長期形成的固定液流方向，提高波及體積，最終達到改善水驅效果的目的[1]。

1 油藏模型與歷史擬合

銅莊斷塊主要含油層系E1f22地質儲量22×104t，E1f23地質儲量127×104t，其中E1f23又可劃分為上套層系和下套層系，分別包括1/2/3/4四個小層，下套層系包括5/6/7三個小層，根據工區所有井的各層位的孔滲數據，進行了三維地質建模。平面上采用15 m×15 m的網格，縱向上分為灰巖層系、上套層系和下套層系，灰巖層系在縱向上分為1個小層，上套層系在縱向上分為4個小層，下套層系縱向上分為3個小層。通過儲量擬合，E1f22儲量22.01×104m3,E1f23地質儲量127.06×104m3，誤差不超過0.05%（見圖1）。

圖1 銅莊斷塊油藏地質模型（左為孔隙度柵狀圖，右為飽和度分布圖）Fig.1 Faulted-block reservoir geological model of Tongzhuang（Left：porosity，Right：saturation）

油藏數值模擬開始模擬時間是1995年11月，截止時間是2016年7月。模擬生產歷史一共20年零8個月，每一個月作為一個報告生成時間步，計算時間步按實際生產射孔時間開始，共輸出模擬結果時間步248個。在油藏歷史擬合中，分析受效、調整參數。根據模型中油井來水方向、含水率高低，可適當對相應網格傳導率大小、滲透率進行調整。例如安38井，該井投產即見水，且鄰近在對應的層位僅安26井在注水，故其水源應為安26井的注入水。所以這里將注水井與油井之間的滲透率調低，獲得了不錯的效果（見圖2）。

圖2 安38井含水率擬合曲線（左為調整前，右為調整后）Fig.2 Water cut match curve of A38 well（Left：before adjust，Right：after adjust）

結合連通關系，模擬優勢通道，可結合井之間的連通關系，注水時間和生產井含水突變時間推測優勢通道形成時間，通過調整不同時間的網格傳導率系數來實現擬合。安12井原始在2004年3月含水率偏低，通過前期連通性分析得知，該井與安26井連通，且含水率突然變高的時間也與安26井的注水量變化時間相對應，故推測兩井之間形成了優勢通道，所以在對應的時間修改了網格傳導率系數，得到了不錯的擬合效果（見圖3）。

圖3 安12井含水率擬合曲線（左為調整前，右為調整后）Fig.3 Water cut match curve of A12 well（Left：before adjust，Right：after adjust）

2 流場強度與優勢通道

2.1 流場強度分析

根據油藏數值模擬結果，將對油藏的流場影響較顯著的參數進行篩選，靜態指標參數選取了孔隙度和滲透率，動態指標選取了過水倍數、產水率和流體流速，根據層次分析法，確定了不同影響因素的權重參數[2，3]。靜態流場強度的分布，用FJ來表示：

通過層次分析法可以得到過水倍數、流體流速、含水率的權重向量為：ωd＝（0.163 4，0.297，0.539 6）T

圖4 銅莊斷塊上套層系不同小層流場強度Fig.4 Flow intensity of different layers in Tongzhuang faulted-block reservoir

將前面計算的靜態流場強度與動態流場強度分別乘以其權值，再相加得到油藏綜合流場強度分布。

則綜合流場強度為：

根據銅莊斷塊實際油藏的流體參數（水黏度、油黏度、束縛水飽和度）、相滲參數、地質參數和生產動態參數，計算了各個小層的流場強度。

其中關鍵指標參數，每個網格的過水倍數：

從四個小層的流場強度看（見圖4），流場強度大的位置主要分布在斷塊的中部區域。邊部受限于井網的影響，流場強度較弱，高強度區呈現集中式分布，結合剩余油分布情況發現高強度流場區剩余油分布較弱，流場強度與剩余油分布呈現反相關的關系。研究中根據流場與剩余油豐度的分布，將流場強度區域劃分為四個區域[5-7]，流場界限值為0.05、0.10和0.15，對應一級、二級、三級和四級流場強度（見圖5）。

圖5 流場強度與優勢剩余油儲量關系Fig.5 The relationship between flow intensity and residual oil reserves

2.2 優勢剩余油與流場強度關系

一般剩余油豐度主要用剩余油的量來表示，而優勢剩余油豐度考慮了不同飽和度下油相的流動能力[4]：

Ωo3="100AhΦρo"/"Bo"

其中：A="Kroμw"/"Krwμo"/"So"

研究中針對各個小層的飽和度分布情況和該區塊的相滲，分析得到了油水兩相相對滲透率的比值與含油飽和度的關系：lg"Kro"/"Krw"=-12.477Sw+6.812 7。根據飽和度場和相滲關系，得到優勢剩余油豐度場，發現優勢剩余油豐度與流場強度呈現顯著的反相關關系（見圖6）。

圖6 流場強度與優勢剩余油儲量和飽和度關系Fig.6 The relationship between flow intensity and residual oil reserves and saturation

優勢潛力豐度一般在飽和度0.55以上，0.6以上優勢潛力快速增加；剩余油飽和度大于0.5的高飽和度區域，剩余油具有相當的儲量。剩余油飽和度超過0.5的分布比例不小于15%，具有優勢調整潛力。

為了得到弱流場區域的優勢剩余油分布，筆者摳取了三級和四級弱流場區域，可見在高含水開發狀況下，井網控制區域動用程度較好，優勢潛力豐度主要集中在銅莊斷塊北部的邊界斷層區域+斷層夾角區域（見圖7）。

3 整體注采耦合對策

通過銅莊斷塊剩余油分布和流場的研究發現，流場與剩余油分布密切相關，如何改變目前油藏的固定的流場分布，增加弱流場區域的流場強度可成為下一步提高采出程度的關鍵調整措施。注采耦合方法可通過耦合的注水階段增加非優勢流場區域的壓力，在生產階段非優勢流場區域的高壓釋放會增加弱流場區域的流場，從而驅動非優勢流場區域的剩余油，進而提高采出程度（見圖8）。

針對工區流場強度集中分布在工區中部，而弱流場強度區域和剩余油集中區域主要分布斷層和工區邊部的特征，采取中心部位注水，外圍采油井生產整體注采耦合的方法來進行調整，形成注水核區，擴展區和外圍流場增加區。同時，根據流場強度的強弱，降低一級流場強度的液量，提升非一級流場強度的液量，保證整體油藏的液量保持不變（見圖9）。

研究中共設計了三套方案：1、2、3、4小層同注同采，1、2小層注，3、4小層采；1、2小層采，3、4小層注，發現注采耦合后累積采油量最大（見圖10），并且一級流場強度區降液1.28倍效果最好，相對弱流場強度區域降低至0.82倍效果最好。

圖7 上套層系優勢剩余油儲量分布Fig.7 The remain residual oil reserves distribution of different layers

圖8 注采耦合方法與增產機理Fig.8 Mechanism of injection-production coupling method

4 結論

（1）對于高含水油藏，基于流場和剩余油分布特征的整體注采耦合調整方法對于該種類型油藏提高采出程度是一種比較有效的調整方法。

（2）在整體注采耦合中，配注和配產量總體應保持基本穩定，在不同的流場強度區域要進行差異化的液量調配，高流場強度區域要降低液量，低流場強度區域提升液量，可取得較好的效果。

圖9 不同小層流場強度下的注采井網Fig.9 Injection-production pattern of different flow intensity

圖10 不同注采方式下的累產油和含水率Fig.10 Cumulative oil and water cut of different development methods

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Optimization method for coupling injection production in high water cut reservoir

ZOU Guili，YUAN Chengwu，LI Xiangzhu，PENG Qian
（Oil Production Plant 2 of Jiangsu Oilfield Branch，Jinhu Jiangsu 211600，China）

Based on the geology and the present development characteristics,we built fine geological model of Tongzhuang,and carried on the fine reservoir numerical history matching.From the dynamic and static data,we got the flow field intensity and regional advantage channels.According to remaining oil distribution,take the whole injection-production coupling method for plane displacement,simultaneously in different regions of the intensity of flow field,carried on production liquid adjustments,high intensity of flow field area to reduce production liquids,low area improve production liquids.

Tongzhuang fault block；high water cut；flow field；injection production coupling

TE348

A

1673-5285（2017）06-0028-07

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.06.007

2017－05-03

江蘇油田分公司應用研究項目，項目編號：JS16019。

鄒桂麗，女（1973-），高級工程師，1997年畢業于西南石油學院，長期從事油氣田開發方面的技術工作，郵箱：zougl.jsyt@sinopec.com。