趙東鋒，陳民鋒，廖新維，殷丹丹，廖長霖

(中國石油大學，北京 102249)

BD油田裂縫性油藏注采竄流程度判別研究

趙東鋒，陳民鋒，廖新維，殷丹丹，廖長霖

(中國石油大學，北京 102249)

針對裂縫性油藏開發(fā)過程中出現(xiàn)的注采井間的竄流問題，應用模糊綜合評判法，根據(jù)油田開發(fā)實踐，選出油田地質靜態(tài)特征指標和反映油田發(fā)生水竄的動態(tài)特征指標，用數(shù)學方法進行無量綱化處理，得到針對油水井的評價指標集，確定各評價指標的權重，利用權重系數(shù)法計算出評價對象的綜合評價指數(shù)，提出注采竄流井區(qū)評價標準，最后根據(jù)目標油水井的綜合指數(shù)來判別其竄流程度。通過在BD油田的實際應用，證明該方法的可行性，具有一定的應用前景。

裂縫性油藏;井間竄流;模糊綜合評判;竄流程度;竄流級別;BD油田

引言

在裂縫性油藏中，裂縫系統(tǒng)和基質巖塊系統(tǒng)在儲集和滲流能力上差異巨大，造成油藏的嚴重非均質性，由于裂縫的位置、方向和大小很難做到精確把握，從而井網的布置很難做到和油藏完全匹配，加上裂縫在一定壓力下的開啟和延伸，在油田開發(fā)過程中往往容易形成注采竄流，導致油井含水急劇上升，產量迅速下降，油藏波及系數(shù)低，采出程度低甚至出現(xiàn)水淹井，水處理工作量加大，生產成本顯著提高，經濟效益明顯下降［1－9］。油田后期的調整重點是對注采井竄流的治理，提高波及系數(shù)。治理的關鍵是判斷注采井竄流位置、方向和程度。然后采取適當?shù)恼{整措施，提高注水效率，進而提高采收率。

BD油田E1f23儲層是典型的裂縫性砂巖油藏，注水后沿裂縫方向的油井見效速度明顯快于其他井，日產液和含水率均出現(xiàn)上升趨勢。B12－3井組中油井B10見水時間最短，水線速度最快，產水上升速度是井組其他井5倍多。裂縫造成油藏的嚴重非均質性，給后期的注水開發(fā)帶來很大難度。

1 注采井間竄流分析方法

井間竄流是造成注水波及系數(shù)低的根源。因此需要判別出竄流存在的位置和程度，為井間竄流的治理奠定基礎。首先針對油藏的開發(fā)特點、復雜性，根據(jù)影響竄流通道形成的主要地質和開發(fā)因素，確定評價指標，建立能反應形成竄流的指標集，然后利用多因素、多層次的權重分析和模糊評判綜合方法，計算出綜合竄流指數(shù)。最后通過綜合指標分級評價油藏注采竄流程度。

1.1 判別指標集的建立

注采竄流形成的內因是油藏本身的物性，如地層非均質性、孔隙度、滲透率、原油黏度、油藏類型以及膠結程度等靜態(tài)因素。形成竄流后在注采井區(qū)的生產動態(tài)會有一定程度的反應，表現(xiàn)在如產液吸水剖面的差異、注采壓差的異常、采液吸水指數(shù)的增加、出砂程度、含水程度等動態(tài)因素。因此選取的指標既包括靜態(tài)因素指標又包括動態(tài)因素指標。這些指標既選取了絕對值指標也包含了相對值指標，既有累計量又有當前瞬時量，考慮到了各個方面因素的影響。

1.1.1 注采井組判別指標

(1)井組滲透率突進系數(shù):井組中油水井實際生產層位最大滲透率與平均滲透率的比值。

(2)井組連通層導流突進系數(shù):井組中油井與注水井連通層最大導流能力與平均導流能力的比值。

(3)井組油井含水率偏差系數(shù):注采井組中對應油井最大含水率與平均含水率的比值。

(4)井組油井產液量偏差系數(shù):注采井組中對應油井最大產液量與平均產液量的比值。

(5)注水井無因次注入量大小:注水井實際月注入量與全區(qū)有效水井平均月注入量的比值。1.1.2 油井判別指標

(1)油井單向受效導流能力:井組中油井與注水井連通的受效方向上的導流能力大小。油井單向受效導流大小:

式中:qv為油井單向受效導流能力，10－3μm2/mPa·s; K為絕對滲透率，10－3μm2;h為有效厚度，m;re為驅動半徑，m;Krw、Kro為水相對滲透率、油相對滲透率;μw、μo為水和油的黏度，mPa·s。

(2)油井單向受效對應程度:油井單向受效導流能力與該油井實際多向受效導流能力的比值。

油井單向受效對應程度:

式中:η為油井單向受效對應程度;qvi為油井所處的評價井組中的導流能力，10－3μm2/mPa·s;qvn為油井所有受不同注水井影響的導流能力，10－3μm2/mPa·s。

(3)油井綜合產液壓力指數(shù):油井注水見水后累計產液量與生產壓差隨時間積分的比值。

式中:Lp為油井注水見水后累計產液量，104m3;Ke為有效滲透率，10－3μm2;h為有效厚度，m;Bw為水的體積系數(shù);re、rw分別為驅動半徑和井徑，m;S為表皮系數(shù);pe、pwf分別為注水井壓力和生產井壓力，MPa;t為生產時間，d;mp為油井綜合產液壓力指數(shù)，104m3/MPa·d。

(4)無因次產液量大小:油井實際月產液量與全區(qū)有效油井平均月產液量的比值。

(5)油水井注采關聯(lián)程度:注采井組中，注水井與采油井的生產動態(tài)上的相關程度。

式中:Rwo為油水井注采關聯(lián)程度;Wi為井組注水井累計注水量，104m3;Lp、Np、Wp為井組采油井累計產液量、累計產油量、累計產水量，104m3。

1.1.3 評價指標處理方法

由于各個評價指標之間存在量綱和數(shù)量級的不同，需要把各個指標進行無量綱化處理，歸一化到［0，1］區(qū)間。把指標分成“越大越優(yōu)型”和“越小越優(yōu)型”［10］?？紤]到個別位置的突變參數(shù)對評價結果的影響，給評價指標規(guī)定了最大值和最小值，當參數(shù)為“越大越優(yōu)型”時，評價參數(shù)大于或等于最大值時，該參數(shù)的決策因子取1，評價參數(shù)小于或等于最小值時，該參數(shù)的決策因子取0;當參數(shù)為“越小越優(yōu)型”時，評價參數(shù)大于或等于最大值時，該參數(shù)的決策因子取0，評價參數(shù)小于或等于最小值時，該參數(shù)的決策因子取1。因此求出的決策因子介于［0，1］。

1.1.4 井間竄流評判標準

根據(jù)BD油田開發(fā)規(guī)律，結合其他類似油田開發(fā)規(guī)律和最近的實際監(jiān)測值的平均值，確定指標見表1。

表1 監(jiān)測指標評判標準

1.2 評價指標權重的確定和綜合指數(shù)計算

1.2.1 權重分配

指標權重的確定方法分為主觀賦值法和客觀賦值法，這2類方法各有利弊，根據(jù)這2類方法的優(yōu)缺點，并結合油田實際情況采用層次分析法和專家打分法［11］。層次分析法把問題分為若干層次，然后根據(jù)專家打分法對每一層次各元素的相對重要性給出定量表示。通過各層次的分析協(xié)調，達到整個問題分析結構的統(tǒng)一。

對標準層分配權重，根據(jù)專家打分法對井組因素和油井因素判別，2類的權重依次為0.50、0.50，其指標的權重見表1權重系數(shù)一級。當判別井組和油井時，根據(jù)專家打分法分別對井組和油井的各評價指標滲透率突進系數(shù)、無因次注入量、單向受效對應程度等進行判別，其指標的權重見表1權重系數(shù)二級。

1.2.2 動態(tài)權重法

如果油田缺少某些靜態(tài)或動態(tài)指標的資料，為避免產生誤差，采用“動態(tài)權值”的方法:先將缺少資料的指標的權值取作0，再將所有指標理論權重累加起來，用各個指標的理論權重值除以理論權重的累加值，作為各指標實際判斷計算的權值，即實際權值［12］。

1.2.3 綜合指數(shù)計算

注采井間竄流通過計算綜合指數(shù)(MI)來反映，據(jù)此即可判斷當前的竄流程度。

(1)參照評判標準，根據(jù)當前個指標的具體值計算各井組和油井的的加權平均值:

(2)綜合指數(shù)數(shù)值越大竄流程度也嚴重，當值小于0.48時，表示該注采井組生產狀況正常;當值大于0.48小于0.72時，表示竄流程度為中，該注采井組可適當進行控水措施;當值大于0.72時，竄流程度為強，該注采井組有必要進行控水措施。

(3)比較注采井組中采油井的綜合指標Z，其中max(Z采油井)為竄流最嚴重的水竄方向。

2 油藏實際應用情況

2.1 實際油藏竄流計算結果

圖1 BD油藏平面上注采狀況

BD油藏由生產動態(tài)反映出的注采狀況見圖1，圖中以注水井 (箭頭的起始位置)為中心分成7個注采井組，箭頭的指向位置是采油井，箭頭方向代表對應的注采關系，各個箭頭上的編號代表各個油井綜合指數(shù)的大小順序，綜合指數(shù)越大序號越靠前，編號為①的箭頭代表該井組該方向對應的注水井和采油井之間竄流最嚴重，編號②次之，依此類推。編號為①的箭頭所指方向為井組的竄流方向。可以看出:平面水驅存在較大差異，局部井區(qū)竄流嚴重。油藏裂縫較發(fā)育，受儲層裂縫影響，水驅存在方向性;注入水優(yōu)先沿裂縫方向推進，其余方向見效緩慢，甚至不見效。受裂縫影響，部分油井受效較快:B12、B4、B10井等。部分油井未見到明顯注水效果:B13－3、B6－4、B6－3井等。

2.2 竄流結果分析和治理措施

根據(jù)以上建立的方法，應用于江蘇BD油田，注采竄流狀況分析結果見表2，與油田實際情況相符。

(1)井組竄流程度判別。注采井區(qū)B12－3、B13－2綜合指數(shù)大于0.72，竄流程度為強，油井含水較高，注入水驅替效率差，必須實施控水措施，注采井區(qū)B3－2、B6－5、B7－1、B9－2綜合指數(shù)介于0.48～0.72之間，竄流程度為中，可適當實施控水措施。

(2)井組竄流方向判別。在強竄流井組B12－3中，側B5和B12采油井綜合指數(shù)最大，是井組竄流的主要方向。在強竄流井組B13－2中，側B13－6和B13采油井綜合指數(shù)最大，是井組竄流的主要方向，應作為井組控水的主要方向。

表2 注入水竄流狀況分析

3 主要認識和結論

(1)縫型油藏進入開發(fā)后期，油藏中由于裂縫的存在，形成大量的竄流通道，使注采井組、油水井在動態(tài)指標上有不同程度的表現(xiàn)。連通層導流突進系數(shù)、井組油井含水偏差系數(shù)、油井單向受效對應程度、綜合產液壓力指數(shù)、無因產液大小等綜合值能反映出裂縫竄流通道的特征。

(2)利用綜合指數(shù)法可以綜合考慮多方面表現(xiàn)特征，選取適合不同油藏特點的權重和評價標準，可以判別油藏注采竄流區(qū)分布和竄流程度。

(3)本文所建立的方法簡單、適用、可靠，可廣泛應用于現(xiàn)場實踐，為油田的開發(fā)調整、綜合治理奠定基礎。

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編輯 付 遙

TE344

A

1006－6535(2012)05－0107－04

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.05.027

20111031;改回日期:20111102

國家科技重大專項外協(xié)子課題“海上稠油化學驅油技術”(2008ZX05024–002)

趙東鋒(1983－)，男，2008年畢業(yè)于東北石油大學油氣儲運工程專業(yè)，現(xiàn)為中國石油大學(北京)油氣田開發(fā)工程專業(yè)在讀博士研究生，主要從事油田開發(fā)系統(tǒng)理論方法和提高采收率技術研究。