埕島油田館陶組高含水期優勢流動通道識別與應用

牛明超，李現根，余子牛

（1.中國石化勝利油田分公司海洋采油廠，山東東營 257237；2.中國地質大學（北京）能源學院 100083）

埕島油田是在前新生界潛山背景上發育的大型披覆背斜構造，主力含油層系為館陶組[1]，目前已經進入高含水開發階段，油藏某些層或者局部區域已經形成水驅優勢流動通道[2]，平面層間矛盾進一步凸顯，注水利用效率低，水驅開發效果有待進一步改善，優勢流動通道的準確識別是實施注采調整的前提保證。本文以埕島油田中一區館陶組油藏為研究對象，利用生產動態和監測資料，結合指標計算法、吸水產液圖版法、動態分析等方法，研究優勢流動通道的分布，采取針對性的注采調整舉措，最大限度地實現均衡驅替，改善油藏注水開發效果。

1 中一區概況

中一區位于埕島油田西南部[3]，油藏構造簡單，地層平緩，油層埋深為1 200～1 600 m，含油井段為250～340 m。儲層為河流相沉積砂體，具有埋藏淺、壓實作用差、物性好和橫向變化快的特點，平均單層厚度為3.3 m，平均孔隙度為31.1%，平均滲透率為2 599×10-3μm2。館陶組（Ng）上段共投產投注103 口井，井距250～500 m，油水關系復雜，平面和剖面上有多套油水系統；屬于常規稠油、高滲透、高飽和的構造-巖性層狀油藏。

中一區于1995 年5 月正式開發，2000 年7 月轉入注水開發，開展細分加密綜合調整，2012 年進入精細注水開發階段；2016 年底，該區塊平均單井日產油18.90 t，綜合含水82.6%，采油速度1.03%，采出程度17.9%，地層壓降2.0 MPa。目前，該區存在的主要問題是油藏整體已進入高含水開發階段，平面、層間矛盾十分突出，水淹情況極不均勻，調整新井電測結果表明，縱向上Ng1+2-Ng3砂層組水淹相對較輕，見水厚度只占總有效厚度的3.6%，Ng4-Ng6砂層組水淹相對嚴重，見水厚度占總有效厚度的10.4%；平面上油水井主流線方向見水相對較嚴重，見水厚度占總見水厚度的75.4%，水驅動用程度僅65.2%，自然遞減率8.2%，水驅開發效果有待進一步改善。

2 優勢流動通道研究

采用指標計算法、吸水產液圖版法、動態分析等方法對優勢流動通道進行研究，建立優勢流動通道的評價體系，形成一套快速識別優勢流動通道的綜合評價方法。對優勢流動通道進行描述，為水井配注調整、低效井治理、油井參數調整等措施優化奠定良好的基礎。

2.1 指標計算法

先計算井組的噸油耗水量，確定問題井組，再計算單井的累計水油比，確定連通性較強的單井。噸油耗水量越大，井組內各生產井的相對吸水量越多，井組內連通性越強；累計水油比越大，吸水量越大，連通性越強；通過產油與產水的對應關系實現高滲通道的識別。單元內的單井采用單井累計水油比來評價，單井的水油比越大，說明單井存在的無效循環就越大，流通性就越強，高滲通道的級別就越高。

建立區塊典型井組概念模型，定壓差生產，利用Eclipse 軟件模擬計算注水量、產液量、含水率等開發指標的變化，結合主體區館陶組井間同位素示蹤及壓力降落監測結果，確定指標分類界限。

噸油耗水量的判斷界限：噸油耗水量大于16 m3/t，為突進厲害儲層，優勢流動通道評價為4 分；噸油耗水量大于12 m3/t，且小于16 m3/t，為大孔道儲層，優勢流動通道評價為3 分；噸油耗水量大于6 m3/t，且小于12 m3/t，為小孔道儲層，優勢流動通道評價為2 分；噸油耗水量小于6 m3/t，為相對均質層，優勢流動通道評價為1 分。

累計水油比的判斷界限：累計水油比不大于1，評分為1；累計水油比大于1，且不大于3，評分為2；累計水油比不大于4，且大于3，評分為3；累計水油比大于4，評分為4。

2.2 吸水產液圖版法

該方法是以相對吸水量和吸水強度比為橫縱坐標繪制圖版[4]，其中相對吸水量為注水井吸水量最大層段吸水量占全井吸水量的百分比，該值越大，注水井通道發育級別越高；吸水強度比為全井吸水強度與吸水量最大層段吸水強度的比值（吸水強度比），該值越小，通道發育級別越高。統計區塊所有注水井的吸水情況，運用聚類和人為劃分的方法將圖版劃分為4 個區域：相對均質流動區、弱優勢流動通道、優勢流動通道、極度優勢流動通道（圖1）。在確定井組存在優勢流動通道基礎上，結合油水井滲透率資料以及油井生產動態，最終確定注水井優勢流動通道方向。

圖1 注采單元優勢流動通道判別法

2.3 綜合評價法

綜合以上兩種方法，對中一區油藏的連通性進行綜合分析，其評分結果標準如下：總分不大于4，為滲透率相對均質單元；總分大于4，且不大于7，為存在弱優勢流動通道單元；總分大于7，且不大于10，為存在強優勢單元；總分大于10，為存在強優勢流動通道單元（表1）。

2.4 動態分析法

依據注水井吸水剖面測試資料，判斷注水井的主要吸水層位；根據主要吸水層位上對應油井生產變化情況，結合油井對應其他注水井的注水情況，并參考數值模擬流線結果，判定注水井主流線方向。

表1 中一區連通性綜合評價

如CB11F-1 注采井組，CB11F-1 井注水層位為個小層，吸水剖面資料顯示其在層長期超注。而在層上，對應的CB11NA-3 井、CB11NB-8 井、CB11F-3 井、CB22E-7 井四口采油井中，CB11NA-3、CB11NB-8 井含水均大于80.0%。2014 年6 月，CB11NA-3井含水上升較快，結合當時該井周圍注水井累注情況以及數值模擬流線結果分析，CB11NA-3 井主要來水為CB11F-1 井的層。高含水CB11NB-8 井從2013 年6 月開始含水上升較快，從當時周圍累注情況分析，該井主要來水為CB11F-5 井的層。

3 優勢流動通道開發中的應用

在優勢流動通道識別基礎上，立足于油水井兩端治理并重，通過優選油井提液、精細注采調配等手段，達到增加驅替壓力梯度、調整注入產出剖面、優化流場分布、擴大水驅波及，實現降低油井含水、提高原油產量的目的[5-6]。

水井是治理的源頭，以弱勢流動通道方向水井井層提高配注，優勢流動通道方向水井井層下調配注為指導原則，共實施水井配注優化53 井次，年增油1.04×104t。

由于油井液量整體偏低，油井治理方向的重點是提液引效。對于主要因堵塞原因造成的低液低含水井采取氮氣泡沫返排、分層擠壓充填等措施，共實施油井作業治理13 口，平均單井日產液量提高65.80 t，平均單井日增油12.10 t，年增油4.43×104t；對于生產參數偏小的低含水油井，共實施放大生產參數23 口，平均含水下降0.4%，平均單井日增油3.60 t，年增油2.01×104t[7-8]。

治理后，中一區開發形勢明顯好轉，單井日產油量穩中有升，平均單井日產油增加0.40 t，自然遞減率由8.2%降至5.6%，含水率由3.8%降至2.1%。

4 結論

（1）綜合運用指標計算法、吸水產液圖版法、動態分析等方法研究優勢流動通道，建立了優勢流動通道的評價體系，實現了高滲通道的快速識別。

（2）根據高滲通道識別結果，針對性地加大油水井聯動治理力度，中一區實施“提、控、引”注采調整措施91 井次，年增油7.48×104t，區塊開發效果明顯好轉，驗證了該方法的實用性。