渤海稠油油田高含水期 提高水驅采收率技術研究及應用

張俊廷，周 錚，謝 岳，王美楠，劉 斌

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

目前針對水驅砂巖油田高含水階段改善開發(fā)效果的研究相對較多，如調驅、調剖改善滲流通道[1-4]、注聚合物改善水油流度比提高驅油效率和波及范圍[5]、注表面活性劑改善原油流動性[6]，以及提高水驅倍數實現強注強采提高驅油效率[7]等。其中，提高水驅倍數是較經濟的技術手段，也是目前水驅砂巖油田高含水階段應用較多的調整方法，通過加強注水，結合產液結構調整能夠較好地改善高含水期油田的開發(fā)效果。在注采結構調整中，注水井單井及單層注水量的確定（配水）至關重要，目前國內配水方法主要有“宏觀配水”和“微觀配水”兩種。“宏觀配水”方法是以整個油田或區(qū)塊為研究對象，從“宏觀”上根據油田或區(qū)塊開發(fā)規(guī)律來求得油田或區(qū)塊的配水量[8]；“微觀配水”方法是以井組、單井或層段為研究對象，從“微觀”上考慮引用修正系數來求取井組或單井的配水量，或者引入劈分系數來劈分流向與該注水井連通的所有生產井的方向液體流量，通過注采平衡來求取注水井單井配水量，或對注水井單井配水量進行劈分得到各層段配水量[9]，同時也有學者根據油田開發(fā)過程中各小層剩余油分布確定小層注水量[10]。

本文在前人研究的基礎上，綜合考慮S 油田油藏特征及開發(fā)特征，開展高倍數水驅技術和聯合井網注水方法研究，探索海上稠油油田提高水驅采收率的技術方法；并在S 油田G 區(qū)進行應用，取得了較好的開發(fā)效果，對海上注水開發(fā)油田進入高含水期后的調整具有一定的指導意義。

1 S 油田高倍數水驅技術

S 油田是渤海典型的注水開發(fā)稠油油田，其中G區(qū)地層原油黏度150.00～400.00 mPa·s，采用行列注采井網開發(fā)，定向井注水，水平井-定向井聯合開采，形成了具有海上特色的聯合井網開發(fā)模式。目前G 區(qū)含水率達84%，已經進入高含水階段，為了改善油田開發(fā)效果，對G 區(qū)開展高倍數水驅油技術研究。

1.1 高倍數水驅實驗研究

為了分析儲層物性、流體性質對高倍數水驅效果的影響，選取S 油田不同物性巖心開展不同原油黏度條件下水驅油實驗，并進行30～50 倍低注入倍數和300～400 倍高注入倍數的驅油效率對比實驗（表1）。

表1 不同注入倍數驅油效率對比實驗結果

通過表1 可知，高注入倍數水驅驅油效率相比低注入倍數水驅驅油效率可提高9%～12%。其中，物性差巖心（1 號）最終驅油效率相比物性好巖心（2 和3 號）偏低；而同一物性級別巖心，較稠原油（3 號）與較稀原油（2 號）相比，通過提高注入倍數，最終驅油效率可達到相同水平。實驗結果進一步表明，對于水驅開發(fā)油藏，通過提高注入倍數可以進一步提高采收率。

1.2 不同水淹級別條件下相滲規(guī)律

在高倍數水驅油實驗研究的基礎上，進一步開展了不同水淹級別情況下的相滲規(guī)律研究，分析不同水驅倍數下微觀驅油機理，分別選取未水淹、低水淹和中水淹三個級別巖心開展實驗，水淹程度越強表明開發(fā)過程中受注入水沖刷強度越大，即水驅倍數越大。巖心實驗基礎參數見表2。

不同水淹級別巖心相滲曲線如圖1 所示。通過圖1 可知，隨著水淹強度增大，相滲曲線逐漸向右偏移，殘余油飽和度逐漸降低；從微觀角度分析，隨著注入倍數增大，驅油效率逐漸增加。

表2 不同水淹級別巖心實驗基礎參數

圖1 不同水淹級別巖心相滲曲線

通過以上實驗研究表明，對于水驅開發(fā)油藏，油田進入高含水期后，可進一步通過強注強采，增大注入倍數，提高驅油效率，改善水驅油田高含水期開發(fā)效果。

2 水平井-直井聯合井網注水方法

S 油田高倍數水驅實驗和不同水淹級別相滲實驗為該油田提高水驅采收率明確了研究方向，旨在通過強注強采提高采收率，如何加強注水能夠確保聯合井網高效開發(fā)至關重要，因此有必要對聯合井網注水方法開展研究。本文通過建立多因素調控注水方法（以下簡稱新方法），綜合考慮有效厚度、滲透率、注采井距、注采井數、方向地層系數等因素，滿足聯合井網注水需求。

新方法建立過程中，通過灰色關聯分析方法確定不同參數因素對注水量影響程度（即關聯度），從而確定不同參數所占權重；根據區(qū)塊整體液量需求和注水需求，以及所確定的注水參數和權重建立單井注水量劈分公式和層段注水量劈分公式，實現單井和單層優(yōu)化注水。新方法既考慮了井網形式，又考慮了儲層物性條件，更加符合實際生產需求。

2.1 灰色關聯分析法原理

灰色關聯分析方法是一種多因素統計分析方法，通過求解系統中各因素間的主要關系，找出影響目標值的重要因素，從而掌握事物的主要特征，是對一個系統發(fā)展變化態(tài)勢的定量描述和比較的方法[11-13]。其以各因素的樣本數據為依據，用灰色關聯度來描述各因素間關系的強弱、大小和次序。如果樣本數據系列反映出兩因素變化的態(tài)勢（方向、大小、速度等）基本一致，則他們之間的關聯度較大；反之，關聯度較小。灰色關聯分析一般需要以下五個步驟。

2.1.1 確定分析序列

在對研究問題目標變量分析的基礎上，確定一個因變量和多個自變量因素。由因變量數據構成參考序列，自變量數據構成比較序列，分別表示為：

2.1.2 序列的無量綱化

由于系統中各因素的物理意義不同，導致原始變量序列具有不同的量綱或數量級。為了保證各因素具有等級性和等權性，需要對其進行無量綱化。

常用的無量綱化方法有初值法和均值法。應用初值法和均值法進行無量綱化后的序列可分別表示為：

式中： j 為分析序列， j=0，1，2，…，m；k 為序列中第k 個數據點，k =1，2，…，n。

無量綱化后的新序列分別為0x ，1x ，…，ix 。

由于均值法能夠在一定程度上消除數據中最大值和最小值對計算結果的影響，故本文采用均值法進行無量綱化。

2.1.3 計算關聯系數

關聯系數表示第i 個比較序列與參考序列在第k 個數據點的關聯程度，其表達式為：

式中： ξ0i( k)為關聯系數； Δ0i( k)為第i 個比較序列與參考序列在第k 個數據點的差的絕對值； Δmin、 Δmax分別為各個數據點的差的絕對值中的最小值和最大值；ρ為分辨系數（取值0.1～0.5，一般取0.5）。

分辨系數的作用在于提高關聯系數間的差異顯著性，隨著分辨系數增大，關聯系數間差異增大。

2.1.4 計算關聯度

由于關聯系數數目較多，信息過于分散，為便于比較，引入關聯度，關聯度即為關聯系數的平均值：

式中：0ir 為關聯度（取值為0～1）。

2.2 注水量影響參數及其權重確定

根據S 油田G 區(qū)的實際吸水剖面資料，選擇小層吸水量作為參考序列，層段滲透率、油層有效厚度、注采井距、注采井數、方向地層系數等5 個因素作為比較序列，采用均值法進行無量綱化，取分辨系數為0.5，計算得到各因素與注水量的關聯度（表3），并對各影響因素的關聯度值進行排序，關聯度的大小代表各因素對注水量的影響程度，關聯度越大，該因素對注水量影響越大。由表3 可知，各影響因素與注水量均存在關聯性，其中，滲透率與注水量的關聯度最大，為0.762 4，即滲透率越大，注水井吸水量越大。

根據求得的關聯度進行歸一化可得到各主要因素所占權重值（表4）。由表4 可以看出，各影響因素所占權重分布規(guī)律與各參數關聯度分布規(guī)律一致，滲透率所占權重最大，對注水量影響也最大；注采井數所占權重最小，對注水量影響也最小。

表3 S 油田G 區(qū)主要影響因素關聯度

表4 S 油田G 區(qū)主要影響因素權重值

3 多因素調控注水量方法確定

3.1 注水井劈分系數確定

根據選取的主要影響因素建立符合S 油田G 區(qū)的平面劈分系數和垂向劈分系數。

3.1.1 平面劈分系數

根據選取的5 個參數建立考慮各因素權重的平面劈分系數，式（8）為構建的符合G 區(qū)的平面劈分系數。

各權重修正值的計算式分別為：

3.1.2 垂向劈分系數

3.2 單井及層段配注量公式

3.2.1 單井配注量公式

在求得井區(qū)的平面劈分系數后，可以根據平面劈分系數求取各注水井單井的配注量（式（11））。 式中：iwiQ為井區(qū)內i 注水井的單井月配注量，104m3；iwQ 為井區(qū)內總注水井的月配注量，104m3。

3.2.2 小層配注量公式

當得到注水井單井配注量之后，可以根據構建的垂向劈分系數求得注水井的小層配注量（式（12））。

式中：iwijq 為i 注水井j層段月配注量，104m3。

4 礦場實驗效果分析

利用新方法對渤海S 油田G 區(qū)17 口水井的單井及小層注水量進行計算，并將其中一口井的計算結果與常規(guī)注水量配水公式的計算結果進行對比（表5）。

表5 不同計算公式配水量結果對比

由表5 可知，常規(guī)方法所確定的注水量僅考慮了小層的儲層物性，忽略了周圍連通的油井的生產情況，若在各層連通的油井數不同時，該方法所確定的注水量很難滿足實際生產；新方法所確定的注水量在考慮儲層物性的同時，兼顧了周圍連通的油井，所計算的注水量更加符合實際生產需要。通過對比各層注水量可知，小層連通油井數越多，相應分配水量越多，以達到小層注采平衡。其中，N-3小層和N-5 小層應用兩種方法計算的水量相差不大，說明當小層間連通井數較少時，本文提出的多因素控制水量的計算公式可以簡化為常規(guī)注水量公式進行應用。

基于本文研究，S 油田G 區(qū)從2016 年下半年逐步實施強化注水措施和分層注采結構調整措施，自2017―2019 年，G 區(qū)注水量由6 400 m3提高至8 000 m3，日產液由7 100 m3提高至8 400 m3，日產油量由1 300 m3減少至1 200 m3，但是自然遞減率得到減緩，含水上升得到控制。

對G 區(qū)2016―2019 年的自然遞減率和含水上升率進行對比（圖2）可知，自2016 年實施強化注水措施和分層注采結構調整措施以來，自然遞減率從6.0%降低至4.4%，含水上升率從2.2%降低至1.8%。表明通過新方法的實施，改善了G 區(qū)的開發(fā)效果。

圖2 S 油田G 區(qū)2016―2019 年水驅開發(fā)效果對比

針對S 油田G 區(qū)水平井-直井聯合開發(fā)井網， 基于新方法對聯合井網實施注采調控，平面上優(yōu)化注水井間注水量，縱向上優(yōu)化層段注水量，最終實現聯合井網開發(fā)效果最優(yōu)。

以E37H-G19 聯合井網井組為例，如圖3 所示，通過新方法對G16 井、G20 井和G24 井進行平面和縱向注水量調整，調整后G19 井和E37H 井生產效果均得到明顯提高。兩口井生產效果如圖4 和圖5 所示。

由圖4 和圖5 可知，利用新方法于2018 年1 月7 日對井組內注水井實施注采調控，滿足了水平井和直井的注水需求，兩口井日產油量得到明顯提高，2019 年E37H 井日產油穩(wěn)定在42 m3，G19 井日產油穩(wěn)定在28 m3。

基于新方法通過優(yōu)化注采結構、實施強注強采等策略，提高了平面和縱向驅油效率，提高了油田的水驅采收率。同時利用多因素調控注水方法，滿足水平井-直井聯合井網注水需求，通過近兩年的注水措施調整，提高了S 油田G 區(qū)水驅開發(fā)效果。

圖3 S 油田G 區(qū)E37H-G19 聯合井網井位

圖4 G 區(qū)G19 井生產曲線

圖5 G 區(qū)E37H 井生產曲線

5 結論

（1）高倍數水驅技術研究結果表明，當驅替倍數達到300～400倍時，與驅替倍數30～50倍時相比，驅油效率可提高約10%，為S 油田提高水驅采收率提供了方向。

（2）新方法綜合考慮有效厚度、滲透率、注采井距、注采井數、方向地層系數、注采井動態(tài)對應關系等因素，滿足了水平井-直井聯合井網的注水需求。

（3）利用新方法對S 油田G 區(qū)進行強注強采和聯合井網優(yōu)化，改善了G 區(qū)的開發(fā)效果，提高了水驅采收率。其中，2017―2019 年自然遞減率小于5%，含水上升率小于2%。表明新方法對海上注水開發(fā)油田進入高含水期后的調整具有一定的指導意義。