葛麗珍， 王公昌， 張 瑞， 張 烈， 張俊廷

（中海石油 (中國)有限公司天津分公司, 天津 300459）

水驅(qū)油田開發(fā)后期，油田主力層普遍水淹，呈現(xiàn)出底部、中部、頂部水淹以及多段水淹等多種水淹模式[1-3]。如何精準(zhǔn)表征儲層中的水淹層，是制定高含水階段射孔原則的基礎(chǔ)。水淹層解釋方法一般以阿奇公式為基礎(chǔ)，結(jié)合儲層物性以及動態(tài)資料，反演計算表征水淹層的參數(shù)，達到定量表征水淹級別的目的[4-5]。由于儲層具有非均質(zhì)性，各主力層驅(qū)替程度不一，高含水期驅(qū)油效率多分布在10%～45%，存在較大的提升空間[6-8]。S油田位于渤海遼東灣海域，為大型披覆背斜整裝稠油油田，其沉積類型為三角洲前緣沉積，平均滲透率2 800 mD，平均孔隙度 32%，黏度分布在 24～425 mPa·s。在一次綜合調(diào)整時期，以測井解釋資料為基礎(chǔ)，劃分了水淹級別類型，制定了適當(dāng)避射強水淹層的射孔原則以降低層間干擾、擴大波及體積[9]。近年來，國內(nèi)外學(xué)者主要開展了變密度射孔、邊底水油藏避射等技術(shù)研究，為控制含水率上升、提高開發(fā)效果提供了理論基礎(chǔ)[10-14]，但針對常規(guī)水驅(qū)油藏強水淹層級別細化以及相應(yīng)避射原則的研究較少。同時，經(jīng)長期注水開發(fā)后，儲層滲流阻力發(fā)生改變，而針對此情形射孔原則的研究也較為少見。因此，對于S油田長期水驅(qū)開發(fā)、強水淹層段顯著增加的問題，傳統(tǒng)水淹層級別劃分與基于傳統(tǒng)水淹級別的射孔原則已不能適用于當(dāng)前開發(fā)階段調(diào)整井射孔需求。如何細化水淹級別劃分進而有效避射，直接決定了油井投產(chǎn)初期的產(chǎn)能、含水率的上升速度、油藏的采收率和經(jīng)濟效益。

為此，筆者以室內(nèi)試驗和測井解釋資料為基礎(chǔ)，在分析傳統(tǒng)水淹級別劃分的基礎(chǔ)上，利用滲流阻力系數(shù)、低效注入水定量評價射孔驅(qū)油效率界限，建立了不同黏度下高含水階段水淹級別的細化劃分標(biāo)準(zhǔn)，以指導(dǎo)強水淹級別下儲層射孔方案的制定。

1 傳統(tǒng)水淹級別的劃分

一次綜合調(diào)整時期，S油田采用電阻率反演法解釋水淹層，計算驅(qū)油效率的公式為[15-17]：

式中：η為驅(qū)油效率，%；Soi為原始含油飽和度；為目前平均含油飽和度。

依照測井解釋規(guī)范[18]，S油田不同區(qū)塊原油黏度差異較大，高部位和低部位對應(yīng)的平均黏度分別為 60 和 150 mPa·s，結(jié)合實際生產(chǎn)情況，針對上述2種地層原油黏度分別制定了水淹級別劃分標(biāo)準(zhǔn)（見表1）。在中低含水階段，采用對未水淹和中低水淹層射孔，避射強水淹層的射孔原則。

表1 S油田一次綜合調(diào)整時期傳統(tǒng)水淹級別劃分Table 1 Traditional classification of water flooded level in primary comprehensive adjustment period of S Oilfield

2 強水淹層射孔界限計算

2.1 水驅(qū)油效率

為明確高含水階段不同注入量下含水率和驅(qū)油效率的變化規(guī)律，分析了S油田大量巖心水驅(qū)油一維物理模擬試驗數(shù)據(jù)，結(jié)果見圖1和圖2。從圖1可以看出，驅(qū)油效率升高的階段主要在高含水階段，含水率達到80%后驅(qū)油效率呈現(xiàn)快速增加的趨勢。從圖2可以看出，隨著注入量增加，含水率增加幅度較小，敏感性變?nèi)?；隨著注入量增加驅(qū)油效率大幅提升，敏感性變強。

圖1 含水率與驅(qū)油效率的關(guān)系Fig.1 Relationship between water cut and displacement efficiency

圖2 含水率、驅(qū)油效率與注入量的關(guān)系Fig.2 Relationships of water cut and displacement efficiency with injected pore volume multiple

由水驅(qū)油試驗結(jié)果可知，含水率達到80%以上時，驅(qū)油效率仍有較大提升空間，但根據(jù)現(xiàn)有水淹級別劃分標(biāo)準(zhǔn)與避射原則，對含水率＞80%儲層采取避射，不利于充分發(fā)揮儲層開發(fā)潛力。目前S油田已進入高含水率、高采出程度的開發(fā)階段，儲層普遍水淹且強水淹比例較高，充分考慮強水淹層的驅(qū)油效率提升，將有助于最大限度挖掘油田潛力。

2.2 驅(qū)油效率差異干擾界限

長期水驅(qū)開發(fā)后，多層合采導(dǎo)致層間、層內(nèi)驅(qū)替不均，驅(qū)油效率級差大。多層合采時，在驅(qū)油效率高的水淹層段易形成優(yōu)勢滲流通道，導(dǎo)致低驅(qū)油效率層段動用差，造成動態(tài)干擾。高含水后期，影響滲流阻力變化的主要因素是相對滲透率和油水黏度。因此，基于油水滲流理論求解油水兩相滲流阻力，利用滲流阻力系數(shù)進一步量化驅(qū)油效率避射界限。一維兩相滲流的達西公式可表示為：

根據(jù)等值滲流阻力法原理，可得：

式中：Ql為產(chǎn)液量，m3/d；A為截面積，m2；L為長度，m；K為有效滲透率，mD；△p為生產(chǎn)壓差，MPa；Kro為油相相對滲透率；Krw為水相相對滲透率；μo為原油黏度，mPa·s；μw為地層水黏度，mPa·s。

滲流阻力系數(shù)α可表示為：

根據(jù)式（1）和式（4），繪制滲流阻力系數(shù)和驅(qū)油效率的關(guān)系曲線，結(jié)果見圖3。從圖3可以看出，驅(qū)油效率變化分為2個階段：在階段Ⅰ中，驅(qū)油效率隨滲流阻力系數(shù)下降有明顯增加，此時可通過降低阻力系數(shù)提高驅(qū)油效率；在階段Ⅱ中，驅(qū)油效率隨滲流阻力系數(shù)下降變化趨緩，說明此時阻力系數(shù)不再是影響驅(qū)油效率的主控因素。

圖3 驅(qū)油效率與阻力系數(shù)的關(guān)系Fig.3 Relationship between displacement efficiency and resistance coefficient

為進一步識別驅(qū)油效率增幅趨緩界限，繪制了驅(qū)油效率與阻力系數(shù)導(dǎo)數(shù)關(guān)系曲線，結(jié)果見圖4。從圖4可以看出，當(dāng)驅(qū)油效率達到35%～40%后，阻力系數(shù)導(dǎo)數(shù)變化微小，驅(qū)油效率不再因含水率上升而變化，即驅(qū)油效率的干擾界限為35%～40%。

圖4 驅(qū)油效率與阻力系數(shù)導(dǎo)數(shù)的關(guān)系Fig.4 Relationship between oil displacement efficiency and resistance coefficient derivative

當(dāng)流體黏度一定時，滲流阻力系數(shù)主要受滲透率影響，參考滲透率突進系數(shù)評價方法[5]，提出采用阻力突進系數(shù)表征干擾強度。阻力突進系數(shù)的定義為：

式中：Ti為阻力突進系數(shù)；和αmin分別為儲層平均阻力系數(shù)和最小阻力系數(shù)，mD/(mPa·s)。

根據(jù)式（5）繪制了阻力突進系數(shù)與驅(qū)油效率的關(guān)系曲線，如圖5所示。從圖5可以看出：Ti越大，強水淹段越易干擾其他儲層段；當(dāng)Ti＞10時，曲線快速變化，干擾嚴重；當(dāng)3≤Ti≤10時，曲線變化趨于平緩，干擾較為明顯；當(dāng)Ti＜3時，曲線變化不明顯，干擾幾乎消失。

圖5 不同驅(qū)油效率下阻力突進系數(shù)Fig.5 Resistance breakthrough coefficient under different displacement efficiencies

2.3 注入水低效循環(huán)定量評價

注水效率是指注入1倍孔隙體積水的驅(qū)油效率增加值[19-21]，其小于5%時表示注入水在儲層中的循環(huán)為低效循環(huán)。

結(jié)合S油田主力層滲透率和流體性質(zhì)，選取S油田原油黏度為60 mPa·s的驅(qū)油效率試驗結(jié)果，繪制了不同滲透率巖心注水效率與驅(qū)油效率的關(guān)系曲線，如圖6所示。從圖6可以看出，隨著驅(qū)油效率不斷提高，注水效率明顯降低，當(dāng)驅(qū)油效率超過40%～45%后，注水效率降至5%以下，注入水無效循環(huán)加劇。

圖6 不同滲透率巖心注水效率與驅(qū)油效率的關(guān)系Fig.6 Relationship between water injection efficiency and displacement efficiency of cores with different permeability

綜上所述，巖心驅(qū)油效率達到40%后，注水效率明顯降低，易動用剩余油驅(qū)替較為均勻，注入水對難動用剩余油驅(qū)替效果明顯降低，注入水易形成低效循環(huán)。

2.4 強水淹層級別劃分

S油田不同區(qū)塊原油黏度差異較大，黏度不同也會導(dǎo)致干擾界限和注入水低效循環(huán)驅(qū)油效率界限存在差異。

結(jié)合稠油油藏高含水期開發(fā)規(guī)律，主要考慮消除注入水低效循環(huán)。當(dāng)注水效率在5%左右時，注水效率曲線出現(xiàn)明顯拐點，驅(qū)油效率大于該拐點后，則出現(xiàn)注入水低效循環(huán)，故以該拐點作為驅(qū)油效率界限。分析不同黏度原油注水效率與驅(qū)油效率的關(guān)系可知，高部位注入水低效循環(huán)的驅(qū)油效率界限為45%，低部位注入水低效循環(huán)的驅(qū)油效率界限為35%（見圖7）。

圖7 不同黏度原油注水效率與驅(qū)油效率的關(guān)系Fig.7 Relationship between water injection efficiency and displacement efficiency of crude oil with different viscosity

為提高水淹程度的評價質(zhì)量，基于以上驅(qū)油效率差異和注入水低效循環(huán)研究，結(jié)合傳統(tǒng)水淹級別類型，將含水率超過80%的強水淹級別細化為4個級別，制定了S油田整體水淹狀況下的水淹級別劃分標(biāo)準(zhǔn)，見表2。

表2 S油田水淹級別精細劃分標(biāo)準(zhǔn)Table 2 Fine classification of water flooded level in S Oilfield

基于水淹級別劃分標(biāo)準(zhǔn)，制定S油田強水淹層避射原則：對該油田構(gòu)造高部位驅(qū)油效率在30%～45%的層段射孔，驅(qū)油效率大于45%層段采取避射措施；對該油田構(gòu)造低部位區(qū)域驅(qū)油效率在20%～35%的層段射孔，驅(qū)油效率大于35%層段采取避射措施。施工過程中，防砂段間需保證一定間隔距離，可基于工程需要避射一定厚度油層。

3 應(yīng)用實例

G1S2井位于S油田低部位，鉆遇油層52.5 m，地層原油黏度 150 mPa·s，因原井出砂側(cè)鉆，側(cè)鉆前含水率94%，日產(chǎn)油量8 m3。按照水淹級別分類，鉆遇油層中強水淹層占比為47%，強水淹層中III、IV、V、VI級占比分別為10%、13%、15%、62%。該井的射孔方案為：對驅(qū)油效率大于35%的層段采取避射措施，除工程原因犧牲油層外，其余層段全部射開，如圖8所示。

圖8 G1S2井射孔方案示意Fig.8 Perforation scheme of Well G1S2

投產(chǎn)后，G1S2井含水率85%，日產(chǎn)油量55 m3，含水率84%，與側(cè)鉆前相比含水率下降10百分點，日產(chǎn)油量增加近47 m3，控水增油效果顯著（見圖9）。

圖9 G1S2井生產(chǎn)曲線Fig.9 Production curve of Well G1S2

截至目前，S油田近3年在10口側(cè)鉆定向井根據(jù)上述避射原則射孔，與側(cè)鉆前相比，平均含水率降低8百分點，投產(chǎn)初期日增油量達200 m3，累計增油量達7.24×104m3，取得了較好的開發(fā)效果。

4 結(jié)論

1）基于滲流阻力系數(shù)和注入水低效循環(huán)量化評價，綜合判斷得到原油黏度分別為60和150 mPa·s時，驅(qū)油效率大于45%和35%的層段易形成優(yōu)勢滲流通道，在多層合采時干擾低驅(qū)油效率層段。

2）針對高含水后期開發(fā)階段油田，將強水淹層段細分為4個級別，結(jié)合中低水淹級別劃分類型，將S油田水淹級別細化為6級（Ⅰ、Ⅱ、III、IV、V、Ⅵ）。驅(qū)油效率界限受原油黏度差異影響，針對不同黏度原油的避射原則為：對于黏度60 mPa·s的原油，避射驅(qū)油效率大于45%的層段；對于黏度150 mPa·s的原油，避射驅(qū)油效率大于35%的層段。

3）高含水階段稠油油藏驅(qū)油效率具有較大提升空間，避射僅是提高低動用儲層驅(qū)油效率的手段之一，綜合利用調(diào)剖調(diào)驅(qū)、卡水、提高有效驅(qū)替壓力梯度等手段，可進一步改善油田開發(fā)效果。