池云剛，唐致霞，魏靜，周惠澤，張文輝

（新疆科力新技術(shù)發(fā)展股份有限公司，新疆 克拉瑪依 834000）

稠油油藏的水油比大，水驅(qū)易行成水相突進(jìn)，相比一般油藏更易形成水流優(yōu)勢(shì)通道。目前水流優(yōu)勢(shì)通道的識(shí)別方法較多，主要有霍爾曲線(xiàn)法、吸水剖面法、示蹤劑法、井間生產(chǎn)動(dòng)態(tài)響應(yīng)關(guān)系法等，這些方法是從開(kāi)發(fā)角度來(lái)識(shí)別水流優(yōu)勢(shì)通道[1-7]。John Davies 等[8]利用井間DTS（分布式光纖測(cè)溫系統(tǒng)）技術(shù)識(shí)別Danish海上油田的賊層。竇之林等[9-10]提出了利用動(dòng)態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)識(shí)別大孔道，并運(yùn)用數(shù)學(xué)模型模擬水流優(yōu)勢(shì)通道參數(shù)（方向、厚度、孔喉參數(shù)等）。曾流芳等[11-12]利用灰色關(guān)聯(lián)理論結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)識(shí)別優(yōu)勢(shì)大孔道。汪玉琴等[4-5]應(yīng)用井間示蹤劑技術(shù)識(shí)別井間水流優(yōu)勢(shì)通道。區(qū)別于這些傳統(tǒng)的水流優(yōu)勢(shì)通道識(shí)別技術(shù)，目前，對(duì)于開(kāi)發(fā)面積大，水流優(yōu)勢(shì)通道大面積發(fā)育的油田，運(yùn)用數(shù)值模擬進(jìn)行識(shí)別的研究較少，并且這些數(shù)值模擬技術(shù)主要為有限差分計(jì)算模型[13-19]。本文旨在利用流線(xiàn)型數(shù)值模擬技術(shù)識(shí)別研究區(qū)目的層水流優(yōu)勢(shì)通道，進(jìn)而表征其分布規(guī)律及發(fā)育程度，為挖潛剩余油提供技術(shù)支持。

1 地質(zhì)及開(kāi)發(fā)概況

北布扎奇油田位于里海東北部海岸的布扎奇半島西北端（圖1）。構(gòu)造總體上為一個(gè)被斷層復(fù)雜化的背斜。地層從下至上發(fā)育上泥盆統(tǒng)、石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系及古近系（圖2）。

北布扎奇油田開(kāi)發(fā)目的層是白堊系K2油層和侏羅系油層，其白堊系油藏中層深度平均為350 m，原始油藏壓力為4.03～4.30 MPa，油藏溫度約29 ℃；侏羅系油藏中層深度平均為440 m，原始油藏壓力為5.02～5.30 MPa，油藏溫度約33 ℃。白堊系K2油層和侏羅系油層原油黏度分別為480 mPa·s和366 mPa·s，原油密度分別為0.926 g/cm3和0.922 g/cm3，均為普通稠油油藏[20]。白堊系K2油層和侏羅系油層平均孔隙度分別為30.3%和32.8%，平均滲透率分別為1 532 mD 和2 016 mD，平均原始含油飽和度分別為64%和71%，侏羅系油層物性?xún)?yōu)于白堊系，該油田是一個(gè)大型淺層帶氣頂?shù)母呖赘邼B邊底水稠油油藏（圖3）。

北布扎奇油田于1999 年投入開(kāi)發(fā)，經(jīng)歷初期試采評(píng)價(jià)、快速上產(chǎn)、高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)等階段，目前處于產(chǎn)量遞減階段。由于大規(guī)模轉(zhuǎn)注水未能補(bǔ)充上油田持續(xù)開(kāi)發(fā)中壓力下降造成的能量損失，以及早期籠統(tǒng)注水，導(dǎo)致含水率上升較快，油田進(jìn)入高—特高含水開(kāi)發(fā)階段。特別是Ⅵ區(qū)油藏內(nèi)部有高滲帶存在，注水過(guò)程中，在地層中形成了大量的無(wú)效水循環(huán)，這是低產(chǎn)低效油井出現(xiàn)的主要區(qū)域。尋找無(wú)效注水通道是改善注水開(kāi)發(fā)效果的基礎(chǔ)與關(guān)鍵。

2 水流優(yōu)勢(shì)通道識(shí)別

本文應(yīng)用流線(xiàn)型數(shù)值模擬技術(shù)，對(duì)研究區(qū)水流優(yōu)勢(shì)通道進(jìn)行識(shí)別。該技術(shù)可快速直觀地顯示油藏任一時(shí)間點(diǎn)流線(xiàn)分布，為水流優(yōu)勢(shì)通道分析提供了新方法。模擬的結(jié)果可以給出不同時(shí)間井組的注采關(guān)系，進(jìn)而為優(yōu)化注水開(kāi)發(fā)提供依據(jù)。流線(xiàn)模擬有別于傳統(tǒng)的有限差分模擬，有限差分模擬中流體沿網(wǎng)格流動(dòng)，而流線(xiàn)模擬中流體沿壓降方向流動(dòng)，將三維模擬轉(zhuǎn)化成一維流線(xiàn)模型，計(jì)算速度快，可處理大型精細(xì)模型，提高整體歷史擬合精度，模擬更接近油藏實(shí)際。

該方法考慮到了可壓縮性、重力作用以及毛細(xì)管力作用的影響，還考慮其他復(fù)雜礦場(chǎng)實(shí)際情形，如雙重介質(zhì)、吸附、化學(xué)反應(yīng)、不等溫滲流等。該方法對(duì)低滲和高滲儲(chǔ)集層、稀油和稠油油藏均適用，也適用于儲(chǔ)集層單層或多層發(fā)育的大型油藏的氣驅(qū)和聚合物驅(qū)，但要考慮吸附作用、黏度變化和滲透率下降。其中水驅(qū)開(kāi)發(fā)方式機(jī)理較簡(jiǎn)單，流線(xiàn)型數(shù)值模擬方法適用性較好。

2.1 水流優(yōu)勢(shì)通道定量表征

Ⅵ區(qū)水流優(yōu)勢(shì)通道模型確立步驟如下：①地質(zhì)建模，在綜合地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，導(dǎo)入全區(qū)721 口井?dāng)?shù)據(jù)資料，包括井位、井軌跡、補(bǔ)心海拔深度、小層數(shù)據(jù)、斷層數(shù)據(jù)等，建立三維地質(zhì)模型，為油田追蹤模擬提供靜態(tài)參數(shù)場(chǎng)，通過(guò)地質(zhì)模型數(shù)據(jù)體定量表征油藏靜態(tài)特征，進(jìn)行地質(zhì)統(tǒng)計(jì)和儲(chǔ)量核算；②動(dòng)態(tài)參數(shù)輸入，輸入油水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)、射孔、調(diào)補(bǔ)層及分層注入井等數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，充分利用動(dòng)態(tài)測(cè)試資料，如吸水、產(chǎn)液剖面、水淹層解釋數(shù)據(jù)，利用上述動(dòng)態(tài)測(cè)試數(shù)據(jù)對(duì)模擬過(guò)程加以約束，可有效提高模擬結(jié)果的合理性和準(zhǔn)確性；③動(dòng)態(tài)擬合，完成滲流機(jī)理計(jì)算，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行生產(chǎn)歷史擬合，該過(guò)程中設(shè)定高含水階段（含水率大于90%）單井含水率擬合誤差小于0.7%，保證擬合結(jié)果的高精度，再進(jìn)行全區(qū)及單井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)與模擬結(jié)果對(duì)比（圖4），結(jié)果表明擬合達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)。

經(jīng)過(guò)上述步驟完成動(dòng)態(tài)擬合，并在此基礎(chǔ)上識(shí)別出水流優(yōu)勢(shì)通道并明確其分布情況（圖5）。結(jié)果表明，全井區(qū)注水井與周邊采油井之間小層共發(fā)育2 449 個(gè)水驅(qū)通道，平均每口注水井有9 個(gè)通道。為了進(jìn)一步識(shí)別竄流程度，以小層含水率以及波及系數(shù)為標(biāo)準(zhǔn)，共劃分出5 個(gè)級(jí)別（表1）。本文波及系數(shù)是指注入液（水）在油層中的波及程度，即注入液驅(qū)洗過(guò)的油層體積占油層總體積的比例。目前全區(qū)油井的平均含水率為93%，Ⅰ類(lèi)和Ⅱ類(lèi)通道是無(wú)效循環(huán)的水驅(qū)通道，占據(jù)總量的51%，其波及系數(shù)低，僅為0.120～0.175，此類(lèi)通道是措施調(diào)整的重點(diǎn)。

表1 竄流通道級(jí)別統(tǒng)計(jì)Table 1.Statistics of water flow channels by class

2.2 水流優(yōu)勢(shì)通道概率分布

為了研究水流優(yōu)勢(shì)通道的概率分布，在基本穩(wěn)定的井網(wǎng)、生產(chǎn)基本穩(wěn)定的時(shí)間段，對(duì)Ⅵ區(qū)所有注采單元日注水量的概率進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，分析不同水流優(yōu)勢(shì)通道等級(jí)內(nèi)水流的構(gòu)成比例。統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)主要分為4 個(gè)階段（圖6）。非優(yōu)勢(shì)水流階段（OA段）占70%樣本，日注貢獻(xiàn)35%，在A臨界點(diǎn)，樣本和日注累計(jì)概率相差最大；較強(qiáng)優(yōu)勢(shì)水流階段（AB段）樣本累計(jì)概率曲線(xiàn)明顯變緩，日注累計(jì)概率曲線(xiàn)斜率基本不變，反映出注采單元數(shù)量明顯減少，但對(duì)流量的貢獻(xiàn)基本不變，可以認(rèn)為已經(jīng)進(jìn)入優(yōu)勢(shì)水流階段；強(qiáng)優(yōu)勢(shì)水流階段（BC段）樣本累計(jì)概率曲線(xiàn)非常平緩，日注累計(jì)概率曲線(xiàn)雖然變緩，但較樣本累計(jì)概率曲線(xiàn)仍然陡得多；特強(qiáng)優(yōu)勢(shì)水流階段（CD段）與BC段相比，樣本累計(jì)概率概率曲線(xiàn)更平緩，但該段對(duì)應(yīng)的優(yōu)勢(shì)通道貢獻(xiàn)的注水量較大，反映特強(qiáng)優(yōu)勢(shì)水流的特點(diǎn)，反映注采單元數(shù)量極少，但流量很大，在整個(gè)統(tǒng)計(jì)樣本中占據(jù)明顯優(yōu)勢(shì)。研究區(qū)數(shù)量占10%的優(yōu)勢(shì)水流單元，僅占據(jù)15%的體積，卻貢獻(xiàn)了40%的全井區(qū)的注水量；占65%的注水量為低效注水無(wú)效循環(huán)，占據(jù)35%的體積，形成30%的水流優(yōu)勢(shì)單元，這一現(xiàn)象表明優(yōu)勢(shì)水流通道的數(shù)量較少，所占儲(chǔ)集層體積有限，但占據(jù)了多數(shù)水量，導(dǎo)致注水低效甚至無(wú)效循環(huán)。

2.3 識(shí)別結(jié)果驗(yàn)證

為了驗(yàn)證水流優(yōu)勢(shì)通道識(shí)別結(jié)果，選取NB633注水井組，進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)同期示蹤劑測(cè)試（圖7）。對(duì)比可知，井組水流優(yōu)勢(shì)通道方向模擬結(jié)果與實(shí)際的總體趨勢(shì)基本一致，具有一定的可靠性，可真實(shí)反映注水井與產(chǎn)油井之間水流通道。

3 水流優(yōu)勢(shì)通道分布規(guī)律

應(yīng)用水流優(yōu)勢(shì)通道識(shí)別技術(shù)，對(duì)Ⅵ區(qū)侏羅系水流優(yōu)勢(shì)通道進(jìn)行識(shí)別，結(jié)合沉積相與水流優(yōu)勢(shì)通道疊合圖（圖8），主河道位置是水流優(yōu)勢(shì)通道形成的主要區(qū)域，特別是注水井和生產(chǎn)井連線(xiàn)平行于主河道的方向。NB27 注入井周邊是水流優(yōu)勢(shì)通道集中出現(xiàn)的區(qū)域，對(duì)比不同時(shí)間段NB27井周邊水流通道的變化（圖9），可以看出，該井水流通道初期呈輻射狀向各方向均有展布，含水率相對(duì)較低；隨著新油井的投產(chǎn)以及注采關(guān)系的變化，在2017 年10 月水流優(yōu)勢(shì)通道僅在西部單方向集中發(fā)育，通道方向油井末端含水率升高（大于90%），平面通道變化顯著，說(shuō)明油水井的生產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)、累計(jì)注入量高及優(yōu)勢(shì)通道日產(chǎn)液量較大的井附近，更易于生產(chǎn)，并且優(yōu)勢(shì)通道會(huì)隨油井投產(chǎn)及注采關(guān)系調(diào)整而變化；注入井和產(chǎn)油井間的距離越小，越易形成水竄通道。

4 水流優(yōu)勢(shì)通道的利用

4.1 剩余油分布分析

將模型模擬水流優(yōu)勢(shì)通道的結(jié)果與可動(dòng)油飽和度計(jì)算結(jié)果相疊加，通過(guò)對(duì)比發(fā)現(xiàn)：白堊系井控相對(duì)集中，注采井組竄流通道局部形成，竄流量不大，且主要集中在Ⅵ區(qū)西部和中—北部。注采井網(wǎng)不完善，注采層位對(duì)應(yīng)性差，以多數(shù)侏羅系井上返開(kāi)采為主，整體動(dòng)用程度低。而侏羅系注采井組竄流通道全區(qū)分布，竄流量大，低效無(wú)效注水循環(huán)嚴(yán)重；油井控制程度相對(duì)較高，但油藏儲(chǔ)量大，有效厚度大，層內(nèi)注采差異大，縱向動(dòng)用程度低，剩余油豐度高。白堊系和侏羅系的主力層可動(dòng)油未動(dòng)用區(qū)均較多，水淹狀況平面差異較大，井間存有大量剩余油，但侏羅系水流優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育程度明顯高于白堊系，剩余油儲(chǔ)量也高于白堊系（表2）。

在剩余油研究的基礎(chǔ)上，對(duì)Ⅵ區(qū)各小層當(dāng)前剩余油分析（表2），可以看出主力產(chǎn)層為白堊系的K2-B2、K2-B1和K2-C1，地質(zhì)儲(chǔ)量的采出程度相對(duì)較低，為3.82%～9.93%，侏羅系的J1-B、J1-C 和J2-A 采出程度相對(duì)較高，為13.76%～16.47%，全區(qū)小層的水驅(qū)波及系數(shù)較低，僅為0.15～0.29，提高小層的波及系數(shù)是提高油田最終采收率的關(guān)鍵。

表2 Ⅵ區(qū)分小層剩余油統(tǒng)計(jì)Table 2.Statistics of remaining oil in sublayers in Block Ⅵ

4.2 低效井分析

目前，研究區(qū)存在大量的低效井，且其形成原因不明，本文從水流優(yōu)勢(shì)通道角度對(duì)其進(jìn)行分析。Ⅵ區(qū)現(xiàn)共存在3 種類(lèi)型的低效井，即超高產(chǎn)液井、注水量調(diào)整對(duì)周邊油井產(chǎn)量影響明顯的注水井、對(duì)產(chǎn)液量和注水量變化敏感的井，本文只針對(duì)前2 種低效井進(jìn)行分析。

4.2.1 超高采液井

統(tǒng)計(jì)了2017年10月本區(qū)不同產(chǎn)液量級(jí)別的井所占比例，當(dāng)月Ⅵ區(qū)總井?dāng)?shù)721 口，日產(chǎn)液量為3.2×104m3，平均日產(chǎn)液量小于45 m3的井僅占總井?dāng)?shù)12.0%，日產(chǎn)液量大于115 m3的井的總產(chǎn)液量占全區(qū)產(chǎn)液量的50.23%，日產(chǎn)液量大于200 m3的井為4.7%，占全區(qū)產(chǎn)液量的25.25%，日產(chǎn)液量大于250 m3的井為1.2%，占全區(qū)產(chǎn)液量的7.73%（表3）。針對(duì)超高產(chǎn)液井，找出對(duì)其影響較大的注入井及層位，特別是對(duì)油井端產(chǎn)油貢獻(xiàn)較低的注水井，通過(guò)合理控制注入量，逐步降低相應(yīng)層位的注水量，最好都進(jìn)行分層注水工藝處理，來(lái)提高縱向動(dòng)用程度。

表3 不同級(jí)別產(chǎn)液量的井在Ⅵ區(qū)所占比例Table 3.Proportion of wells with different levels of liquid production in Block Ⅵ

對(duì)井區(qū)最高產(chǎn)液量的油井NB6220-3井水竄通道的層位進(jìn)行識(shí)別，連續(xù)時(shí)間段內(nèi)流管比較粗的相同注采井，表明該注采井之間存在優(yōu)勢(shì)水流通道。油井NB6220-3 井白堊系油層產(chǎn)液量多數(shù)來(lái)自于注水井NB6600 井和NB6232 井（圖10），其次是NB6221 井和NB14 井；其侏羅系油層產(chǎn)液量主要依次來(lái)自NB6221井、NB6236 井和NB14 井。分析結(jié)果表明：NB6221 井和NB6600 井與NB6221 井在侏羅系和白堊系均形成明顯的井間水竄優(yōu)勢(shì)通道，計(jì)算2017年9月通道內(nèi)含水率接近或達(dá)到100%，也就是這條通道僅僅是水，沒(méi)有任何產(chǎn)油量貢獻(xiàn)，其中NB6221 井累計(jì)無(wú)效注水137 m3/d，實(shí)際上生產(chǎn)井NB6220-3 井9 月份平均日產(chǎn)液量為315 m3，日產(chǎn)油量為6.7 t，含水率高達(dá)98%，其中43%的液量長(zhǎng)期處于無(wú)效循環(huán)開(kāi)采。

綜合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)及井組水流優(yōu)勢(shì)通道研究，建議NB6221 井侏羅系油層注入量關(guān)閉，同時(shí)將白堊系油層的分層注入量降低到30 m3/d，NB6600 井進(jìn)行分層注水，白堊系油層的注入量降低到100 m3/d，預(yù)測(cè)實(shí)施措施后生產(chǎn)井NB6220-3井在保證采油量基本不變的情況下，含水率下降5%。

4.2.2 注水量調(diào)整對(duì)周邊油井產(chǎn)量影響明顯的注水井

選取研究區(qū)此類(lèi)典型注水井NB27 井進(jìn)行分析，從2002 年至今，已累計(jì)注入水348.4×104m3，日均注水量為872 m3。應(yīng)用水流優(yōu)勢(shì)通道識(shí)別技術(shù)，識(shí)別注水井NB27 井主要影響油井及小層，從優(yōu)勢(shì)水流通道圖中可以看出，NB27 井與周邊12 口生產(chǎn)井有明顯注采關(guān)聯(lián)性，主要影響油井NB6223 井和NB30-1 井方向，主要影響J1-B 小層（圖11）。模擬計(jì)算結(jié)果表明，當(dāng)NB27 井的注入量減少到218 m3/d，能顯著的影響井組產(chǎn)量，日產(chǎn)油量降低為7.75 t。該井前期主要起到污水回注的作用，后期注水能有效保持該井區(qū)地層壓力以及注采平衡，起到不可替代的作用，因此，NB27 井可以適當(dāng)增注，既可以保持地層壓力也可以提高產(chǎn)油量。

5 結(jié)論

（1）研究區(qū)Ⅰ類(lèi)和Ⅱ類(lèi)通道是無(wú)效循環(huán)水驅(qū)通道，數(shù)量較少，所占體積有限，但占據(jù)了多數(shù)水量，導(dǎo)致注水低效甚至無(wú)效循環(huán)，而且其波及系數(shù)低，這2類(lèi)通道是措施調(diào)整的重點(diǎn)。

（2）形成的通道數(shù)和注入井與連通生產(chǎn)的油井之間的距離成反比；主河道位置是水流優(yōu)勢(shì)通道形成的主要區(qū)域，特別是注水井和生產(chǎn)井連線(xiàn)平行于主河道沉積方向；生產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)、累計(jì)注入量高、日產(chǎn)液量較大的井附近，產(chǎn)生優(yōu)勢(shì)通道的概率更大一些，并且優(yōu)勢(shì)通道會(huì)隨油井投產(chǎn)及注采關(guān)系調(diào)整而變化。

（3）流線(xiàn)型模擬方法將三維的油藏?cái)?shù)值模擬問(wèn)題轉(zhuǎn)換成沿著流線(xiàn)的一系列一維問(wèn)題進(jìn)行求解計(jì)算，減小了運(yùn)算量，提高了運(yùn)算速度；該方法能更準(zhǔn)確地描述流體在地下多孔介質(zhì)中的流動(dòng)軌跡，在驅(qū)替過(guò)程中可以保持明顯的驅(qū)替前緣，減少了網(wǎng)格取向?qū)τ谀M的影響，降低了求解過(guò)程中的數(shù)值彌散程度，提高了模擬精度。