海上K 油田優勢滲流通道定量刻畫研究

蔣維軍，張彩旗，吳東明，姜 晶，楊志成，李 超，王雁萍，黨婧文，王鵬潤

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459；2.中海油田股份有限公司，天津 300459）

海上K 油田為輕質油，儲層非均質性強，開發時間久，經過長期注水開發，油田進入特高含水率期，層內、層間和平面矛盾突出，油水井間形成優勢滲流通道，導致大量注入水沿此通道無效循環。為改善注水效果，達到控水穩油的目的，優勢滲流通道識別和定量刻畫具有重要意義。目前主要的優勢滲流通道識別方法有示蹤劑法、試井分析法、測井法、取心法和地球化學法，上述識別方法雖然準確高效，但資料難以獲取，操作成本高[1-6]。本文結合儲層物性參數和動態開發數據建立優勢滲流通道定量刻畫模型，準確計算出優勢滲流通道體積、滲透率、孔喉半徑等參數，為優勢滲流通道治理提供調堵調驅藥劑選擇或井網調整提供理論依據[7-9]。

1 優勢滲流通道定量刻畫

根據滲流力學基本原理，流體流動符合達西定律，流動過程中遵循擴散方程所描述的規律。對于疏松砂巖油藏，由于滲透率高，孔喉半徑大，忽略毛管力、地層傾角的影響，控制方程為：

邊界條件和初始條件為：

以上是普通的壓力傳導方程，加上邊界條件可以求解任何時刻、任何位置的壓力，由于開發中的地層已經不同于初始時刻的地層參數，所以需要調整地層物性參數，如孔隙度、滲透率等。計算不同時刻的壓力，與生產中測得的壓力對比，求得目標函數值。目標函數定義為：

假設條件：（1）竄流通道中含油飽和度很低；（2）竄流通道形成后注入水主要在竄流通道中流動；（3）竄流通道形成后，把原先單個地層視為竄流通道和原始地層的并聯，且無竄流通道部分服從以上滲流模型。

根據油水黏度、有效滲透率計算理論水油比：

式中：Rwoi-理論水油比，無量綱；Krw-水相相對滲透率，小數；Kro-油相相對滲透率，小數；μo-油相黏度，mPa·s；μw-水相黏度，mPa·s。

根據理論水油比和實際產油量，計算形成竄流通道部分的產水量：

式中：qw0-沒有形成竄流通道區域的產水量，m3；qwd-形成竄流通道區域的產水量，m3；qws-實際產水量，m3；qos-實際產油量，m3。

根據油藏開發數據計算整體沒有竄流通道情況下的理論產水量：

式中：qwl-沒有竄流通道時的理論產水量，m3；Kw-水相有效滲透率，μm2；h-油層厚度，m；re-單井控制半徑，m；rw-井筒半徑，m；ΔP-生產壓差，MPa；μw-水相黏度，mPa·s。

計算沒有形成竄流通道部分的產量百分比：

式中：Ni-沒有形成竄流通道部分的產量百分比。

計算形成竄流通道體積：

式中：Vd-竄流通道體積，m3；V0-單井控制孔隙體積，m3。

計算竄流通道滲透率：

式中：Kd-竄流通道滲透率，μm2；l-油水井距，m。

計算竄流通道孔喉半徑：

式中：rd-竄流通道孔喉半徑，μm；τ-迂曲度，取值在1.2～2.5，無量綱；φ-孔隙度，小數。

基于上述方法，就可以計算出井間竄流通道占比、竄流通道體積、竄流通道滲透率、竄流通道孔喉半徑，定量刻畫井間優勢滲流通道。

2 海上K 油田優勢滲流通道識別

海上K 油田主要油層發育于明化鎮下段，該油田主體為夾持在兩條次級正斷層間的壘塊構造。儲層為河流相沉積砂體，邊底水發育，具有高孔特高滲和非均質性強的特征。油田經過二十余年開發，油田綜合含水率為94.8%，采出程度42.2%，是特高含水率、特高采出程度的“雙特高油田”。

K 油田NmⅡ-1、NmⅧ-3 小層為主力開發小層，注采井網完善，邊底水能量較弱，注水開發起主導作用，本次研究對NmⅡ-1、NmⅧ-3 小層進行定性分析和定量刻畫（圖1）。

圖1 優勢滲流通道分析思路圖

2.1 優勢滲流通道定性分析

由于K 油田水驅開發后沒有取心資料，通過該區塊新鉆井測井水淹特征分析，綜合動靜態相關參數，采用油藏工程方法定性分析[10-15]。

2.1.1 新鉆井水淹特征分析 調整井K20 井2020 年10 月完鉆，受鄰井K17 井注水波及影響（井距120 m），注入水沿油層底部推進，油層底部水淹特征明顯，測井解釋含烴飽和度由66.2%降至42.0%，降低24.2 個百分點，測井解釋孔隙度由28.0%升至30.7%，提高2.7 個百分點，滲透率由307 mD 升至1 387 mD，滲透率提升幅度近4.5 倍，優勢滲流通道發育特征明顯。通過對測井曲線特征分析，2021 年新鉆調整井K11H1、K15H1井皆表現為底部水淹，水淹厚度比例為24.7%～36.8%（表1）。

表1 調整井水淹特征統計表

2.1.2 水驅過水倍數 水驅過水倍數是指多孔介質中單位孔隙體積內累計通過總水量的體積，反映了儲層內部流場強度。水驅過水倍數越大，則水驅路徑水洗程度越強，優勢滲流通道越發育。

以吸水剖面、產液剖面、示蹤劑資料為約束條件，對各井、各小層產出狀況進行產量劈分。由于NmⅡ-1、NmⅧ-3 小層主要受注水波及驅動影響，所以注采井間發育優勢滲流通道，NmⅡ-1 小層儲層發育穩定，注采井網完善，采油井注采見效明顯，平面水驅波及程度高，NmⅧ-3 小層注采井網完善，采油井注采見效明顯，平面水驅波及程度高。注采井網對后期優勢滲流通道的形成與展布有決定性作用。

根據注采見效主流線路徑，根據式（14）計算出注采井間主流線水驅波及孔隙體積。由式（15）計算出采油井水驅過水倍數。

式中：R-水驅過水倍數；Qw-通過的總水量體積，m3；PORV-總孔隙體積，m3；L-注采井距，m；d-主流線寬度，m；h-油層厚度，m；φ-孔隙度，小數。

根據計算結果，NmⅡ-1 小層平均過水倍數為12.2，NmⅧ-3 小層平均過水倍數為8.5。

統計注采井間滲透率級差、注采井距、累計采液強度、生產厚度等動靜態參數相關性，對優勢滲流通道分布規律進行研究，統計結果表明注采井間滲透率級差與水驅過水倍數相關性較一般，但總體趨勢為注采井間滲透率級差越小，水驅過水倍數越大；生產厚度與水驅過水倍數相關性較小，分析認為NmⅡ-1、NmⅧ-3小層儲層整體連片發育，平面井間滲透率雖有差異，儲層平面非均質性強，但原始測井解釋滲透率最小在500 mD 以上，整體為高孔高滲儲層，平面非均質性并未對優勢滲流通道的展布起到決定性作用。而從注采井距與水驅過水倍數相關性來看，注采井距越小，水線推進速度越快，見水后高含水率長期生產，水驅過水倍數大，相關性較好；累計采液強度越大，水驅過水倍數也就越大，注采井間水洗程度就越高，優勢滲流通道就越發育（圖2～圖5）。

圖2 注采井間滲透率級差與水驅過水倍數關系圖

圖3 注采井距與水驅過水倍數關系圖

圖4 生產厚度與水驅過水倍數關系圖

圖5 累計采液強度與水驅過水倍數關系圖

由于受注采井網控制作用強，經過長期水驅開發，進入高含水率期后注采比加大，油井提液加大采液強度，導致優勢滲流通道發育形態均為注采井間發育。

2.2 K 油田優勢滲流通道定量刻畫

基于上述方法，通過模擬計算，結果顯示NmⅡ-1、NmⅧ-3 小層井間注采連通與實際注水見效特征整體吻合，模型計算能夠滿足研究分析要求（圖6、圖7）。模擬計算NmⅡ-1 小層注采井間滲透率在2 351～8 842 mD，平均滲透率提高4.2 倍，NmⅧ-3 小層注采井間滲透率在708～9 689 mD，平均滲透率提高3.3 倍（圖8）。

圖6 連通系數模擬計算分布圖

圖7 竄流系數模擬計算分布圖

圖8 注采井間滲透率模擬計算分布圖

根據水驅后滲透率，通過式（13）計算竄流通道孔喉半徑。NmⅡ-1 小層注采井間孔喉半徑分布在16.0～30.2 μm，NmⅧ-3 小層注采井間孔喉半徑分布在8.9～31.6 μm，孔喉半徑分別擴大2.05 倍、1.82倍。

根據油氣儲層評價方法，結合油藏實際，將計算得到的竄流通道孔喉半徑近似等于平均孔喉中值半徑，將優勢滲流通道分為三個級別。將孔喉半徑≥25.0 μm的優勢滲流通道劃分為主通道，孔喉半徑分布在15.0～25.0 μm的優勢滲流通道劃分為次級通道，孔喉半徑分布在5.0～15.0 μm 的優勢滲流通道劃分為次次級通道。根據優勢滲流通道分級標準，NmⅡ-1 小層發育主通道11 條，次級通道20 條；NmⅧ-3 小層發育主通道3 條，次級通道20 條，次次級通道5 條。

3 K 油田優勢滲流通道治理

基于以上分析，認為目標油藏在縱向NmⅡ-1、NmⅧ-3 小層存在優勢滲流通道，為了達到穩油控水的目的，需要采用化學驅的方法治理優勢滲流通道[16-18]。

3.1 化學驅段塞設計

為了提升化學驅作用效果，需要不斷調整化學驅注入過程中的剖面，并且進行多段塞優化，段塞設計見表2。

表2 油藏不同化學驅注入段塞設計表

針對不同段塞設計物模實驗，實驗溫度為70 ℃，水驅至含水率94.0%后注入不同段塞化學驅體系，并進行后續水驅。由實驗結果可知，單純化學驅提高采收率幅度為7.1%，加入前置段塞后，采收率提升幅度逐步提升，采取多段塞前置調剖+化學驅的注入方式，提高采收率幅度最大，提升幅度至11.5%。在后續水驅階段前加入表面活性劑，提高采收率幅度不大，經濟效益比不高，因此，化學驅首推方案3（圖9）。

圖9 不同段塞設計采收率測定結果

3.2 方案評價及指標預測

數值模擬以0.40 PV 注入量，1 000 mg/L 的注入濃度，0.06 PV/a 的注入速度，注采比1.0 為基準，以噸劑增油量和提高采出程度為指標，對比不同段塞方案（方案1：0.40 PV 化學驅段塞+水驅；方案2：0.02 PV 前置段塞+0.38 PV 化學驅段塞+水驅；方案3：0.02 PV 前置段塞+0.04 PV 化學驅段塞+0.02 PV 調節段塞+0.32 PV化學驅段塞+水驅；方案4：0.02 PV 前置段塞+0.04 PV化學驅段塞+0.02 PV 調節段塞+0.30 PV 化學驅段塞+0.02 PV 表面活性劑驅+水驅）開發效果。預測20 年，對比發現方案4 的噸劑增油量最高，提高采出程度最高，開發效果最好，在相同藥劑總量的基礎上，方案3 提高采出程度增幅最大，相比基礎水驅方案提高采出程度8.55 個百分點，最終優選方案3。

4 結論

（1）根據滲流力學原理推導出優勢滲流通道描述方法，利用相對滲透率曲線推算出井間竄流通道占比、竄流通道體積、竄流通道滲透率、竄流通道孔喉半徑，定量刻畫井間優勢滲流通道。

（2）應用研究成果對K 油田優勢滲流通道定量刻畫，由此得出NmⅡ-1 小層注采井間滲透率在2 351～8 842 mD，孔喉半徑分布在16.0～30.2 μm，發育主通道11 條，次級通道20 條；NmⅧ-3 小層注采井間滲透率在708～9 689 mD，孔喉半徑在8.9～31.6 μm，發育主通道3 條，次級通道20 條，次次級通道5 條。

（3）根據生產動態參數、測井數據對海上K 油田優勢滲流通道定性分析，得到油田優勢滲流通道發育方向，驗證了該方法的準確性。

（4）在優勢滲流通道定性分析、定量刻畫的基礎上，設計化學驅治理方案，設計化學驅注入段塞并優化注入量，模擬計算得出注入0.02 PV 前置段塞+0.04 PV化學驅段塞+0.02 PV 調節段塞+0.32 PV 化學驅段塞+水驅方案最優，較基礎水驅方案提高采出程度8.55 個百分點。