河流相水平井井网油田稳油控水研究与实践——以渤中S油田为例

雷 源，张建民，王西杰，孙广义，常会江

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452)

河流相水平井井网油田稳油控水研究与实践
——以渤中S油田为例

雷 源，张建民，王西杰，孙广义，常会江

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452)

渤中S油田是发育于极浅水三角洲沉积体系的中型常规油油田，具有单砂体油层厚度薄、储层横向变化快、纵向上多期河道砂体相互交错叠置的特征；油田采用水平井分层系开发，开发进入中含水期后，含水快速上升，产量大幅递减。为了实现油田高效开发，研究应用了复杂河流相油田大井距单河道精细描述技术、水平井注采井网流场重构的优化注水技术及水平井全寿命提液技术。这些技术应用后取得了较好的开发效果，确保了该油田的高效开发。

渤中S油田；河流相；单河道描述；水平井注采井网；稳油控水

渤中S油田是发育于极浅水三角洲沉积体系的中型常规油油田，主要含油层系为明下段Ⅱ油组，储层孔隙发育。作为渤海油田首个以水平井一次井网成型开发的边水油藏，油田开发初期获得了较好的开发效果，投产7年采出程度已接近18%。随着油田逐步进入中高含水期，稳油控水难度越来越大。因此，针对该油田地质和开发特点开展提高采收率研究势在必行。

1 油田稳产面临的挑战

1.1 单砂体精细描述难度大，剩余油表征困难

渤南地区新近系明化镇组主力油层为河湖相交互沉积，储层以分流河道及水下分流河道沉积为主[1-2]，由于受河道控制，砂体相带窄，河道多级分叉、改道及切割叠置，储层隔夹层发育、非均质性强；主力油层隔夹层的级次、成因机理及平面分布范围不明确。渤中S油田主要是基于单砂体水平井网开发，开发井距大、资料相对较少，缺乏利用水平井资料开展储层精细研究的技术手段，采用常规技术难以实现对储集层的精细描述，为剩余油挖潜带来很大困难。

1.2 海上水平井注采井网稳油控水经验不足

水平井注采井网具有投产初期产能高、无水采油期长的特点，但是，一旦见水含水上升速度快，产量递减大。区别于定向井注采井网测试资料丰富、措施类型多样的特点，海上水平井注采井网测试成本高，措施方式单一，往往仅能靠提液实现增油效果。除此之外，控水技术受制于河流相油田的地质复杂性，为优化注水研究带来很多不确定性。如何对类似井网实施有效的稳油控水，海上经验较少，为油田改善水驱效果带来很大难度。

2 大井距河流相油田储层精细表征研究

2.1 复合河道的精细刻画

河流相油田开发过程中，存在注采受效不明显、水驱程度不均、剩余油分布复杂等情况。为充分挖掘油田剩余油，改善油田开发效果，提高采收率，必须对复合砂体开展精细储层研究，把地质研究精细至单一成因级别。

渤南地区新近系明化镇组下段，整体上具有较低的砂地比，砂体通过地震资料可得到较好识别[3-4]。在目的层段，地震资料同相轴连续性好，信噪比与分辨率较高，地震资料品质好。因此，通过地震属性资料对储层进行追踪，能有效表征砂体的叠置关系，刻画出河道边界。

本文河道边界刻画主要使用地震反演资料，其中波阻抗低值对应砂岩，而波阻抗高值表现为砂岩尖灭。本文根据地震相与砂岩的对应关系总结出5种识别河道边界的地震相响应特征(图1)。

图1 地震相的河道识别模式

受地震分辨率影响，利用地震相刻画的河道边界存在不确定性，需借助测井资料对地震相刻画的结果进行修正，并通过测井资料对地震相的识别模板进行验证。实钻开发井表明，地震相刻画的河道边界绝大部分与测井相吻合，只有个别地方存在差异，需要对河道边界进行修正。以渤中S油田明化镇组下段Ⅱ油组1小层1-1167砂体为例，在顺河道地震剖面上，河道具有明显的“顶平底凸”的特征；测井相上呈正韵律的二元结构特征，通过井震结合能够有效区分河道边界。横切河道方向，各条河道边界清晰，叠置关系也很明显，甚至可以分辨出河道的演化顺序。结合测井相特征，在地震剖面上进行解释追踪，最终刻画出目标砂体的河道平面展布形态。

2.2 单河道的精细刻画

复合河道表现为多个正韵律特征，测井反映的部分单层砂岩可能是复合河道砂体的厚度。分流河道砂体内部结构极为复杂，主要表现为纵向上由不同期次的分流河道砂体相互叠置，形成10～20 m的厚油层，层间夹层不连续；平面上由多条河道侧向迁移，形成大面积分布的复合砂体，储层非均质性严重。因此，以测井曲线形态为基本依据，以不同沉积模式为理论指导，可以把相互叠置的分流河道厚砂层细分对比到可追踪的单一分流河道沉积单元。如图2所示，该期复合河道垂向上依据测井响应特征可细分出两期单河道。

复合河道砂体存在多期单河道叠置时，地震反射特征有所变化，其变化与单河道的叠置关系、夹层发育位置等组合特征有关。综合研究及实践证明，当两期单河道叠置时，地震反射波形会变“胖”或呈复波，频率降低，在平面上通常反映为低频分布区。单河道的叠置特征与其对应的地震响应特征可分为两种类型：①一期单河道不存在多期河道叠置时，对应的地震波形呈简单对称形态；②两期单河道叠置时，对应的地震波形为复波或者波形呈不对称形态。

图2 复合河道的垂向单河道划分

河流相油田储层隔夹层主要分布于分流河道末梢、分流间湾以及多期河道叠置区域，通过对单河道识别，可有效指导储层隔夹层分布范围的刻画，为剩余油挖潜奠定基础。如图3所示，受河道叠置及隔夹层遮挡作用影响，注水井A9、A19井对应受效井主要为A15和A20井，而A40井周水驱动用程度低、剩余油富集，具备挖潜剩余油潜力。该井自2014年10月补孔，平均日产油40 m3，含水一直低于20%，进一步证实了A40井井周剩余油富集。

通过单河道刻画、隔夹层描述和三维精细地质模型表征，有效指导了该油田方案部署及指标预测。其中，渤中S油田20口综合调整井于2015年实施完毕，储集层钻遇率达到98%，厚度误差小于3 m，预测平均单井日产油、含水率与设计基本一致；低含水期维持半年，证实储层精细表征准确，调整后油田日产油增加992 m3，增幅45%，油田采收率提高3%。

图3 两期单河道的空间展布及隔夹层发育展布

3 水平井注采井网稳油控水技术

3.1 水平井注采井网流场重构的优化注水技术

优化注水的技术关键是确定注水井对其受效油井的分配系数[5-7]。规则井网往往采用几何平均法计算注采井间的注入量及产量分配系数，不规则井网及联合井网确定产量分配系数往往无标准参考。在综合考虑储层非均质性与油井生产动态变化基础上，本文提出通过流场分析方法，分别对联合注采井网及水平注采井网进行流场重构，使注采分配系数更为合理。

3.1.1 联合井网注采分配系数优化

以相控精细地质模型为基础，利用流线模拟器进行开发指标预测[8-9]，重点拟合现场井间受效情况，拟合油水井的连通情况，通过计算每口注水井注水量平面劈分量，量化油井泄流面积、注水井水驱波及面积，修改配产配注，进一步计算分配系数调整后的井组增油量。

以B13H井为例，该井受定向井A31和水平井A11H共同注水影响，两口水井分配系数如图4所示。通过流线模拟发现，A11H井对B13H井注水贡献更小一些，与以往认识差异较大(图5)。2015年9月以后，采用流线模拟计算的分配系数优化两口注水井配注量，提高A31井注水量，降低A11H井注水量，改变了B13H井组附近流场分布，扩大了A31井周围剩余油波及范围，B13H井增油效果较好(图6)。

3.1.2 水平井注采井网注采分配系数优化

通过水平井注采井网优化，确定了以正线性驱交错井网为最优的布井技术。该井网近似于五点法井网，可实现少井高产的效果，目前已在渤中S油田应用15个井组，水平生产井的产能及地层压力均保持良好。随着开发阶段的延长，注水井的波及系数扩大，流线包含的范围也扩大。油井进入中高含水期时，不同时期五点法井网渗流单元流线示意图表明，注水井主要沿主流线方向不断增加过水倍数，流线包含的范围变化不明显。

图4 B13H井组优化前注采分配系数

图5 B13H井组优化后注采分配系数

图6 B13H井组配注量优化前后注采曲线

基于注水井停注时压力动态变化所形成的窜流作用，为了提高现有井网的水驱采收率，对水平注水井实施稳定注水和強弱交替注水流线对比(图7)，从图中可以看到，強弱交替注水改变了稳定水驱阶段的流场，死油区储量得到动用，明显提高了注水井的波及系数，同时抑制了原主流线沿高渗层的渗流，有效控制了油井含水率的增加，平面水驱方向得到了很好的改善。利用该方法对渤中S油田水平注采井网进行了矿场实践，以A3H井为例，2016年3月通过对A11H井增注和A12H井弱注，A3H井日增油20 m3，增幅30%，含水率下降5%，强、弱交替注水效果明显。

目前，应用该技术在渤中S油田已累计调整分配系数18井组，累增油14×104m3；油田地层压力自2012年以后稳步回升，为油井进入高含水期后的大幅提液做好了保压准备。

图7 稳定注水(左)和強弱交替注水(右)流线对比

3.2 水平井全寿命提液技术

水平井提液措施已广泛应用于许多油田，取得了良好的效果。但因该方法依赖于探井的相渗曲线，加上海上油田探井井数有限，因此，采用探井相渗曲线判断单井提液时机，造成部分单井判断失误。同时，该方法无法准确预测提液增油量，在验证措施实施效果时往往只能粗略计算。本文从不同开发阶段入手，以单井生产动态数据为基础，提出了判断单井提液时机并计算提液增油量的新方法。

3.2.1 无水采油阶段提液研究

油井流入动态曲线建立了产量与流压之间的关系，针对水平井流入动态关系，Bendakhlia等[10]用两种三维三相黑油模拟器对溶解气驱油藏进行了深入分析，推导出公式(1)，式中系数v和n都是采出程度的函数，但Bendakhlia模型并未给出方程参数与采出程度的具体函数关系。为了满足求解系数v，n和qomax的精度及算法优化要求，在Bendakhlia模型基础上，引入遗传算法对IPR曲线参数进行回归计算[11]，得到了吻合度较高的拟合曲线，最终获得了油井不同流压与产量的关系曲线。

(1)

3.2.2 稳定水驱阶段提液研究

油井进入稳定水驱阶段，决定能否提液的关键因素是无因次采液指数和无因次采油指数随含水率的变化，这两个参数需要拟合油相指数和水相指数才能获得。通过对比多种水驱曲线，广适水驱曲线模型能够更准确地反映油井水驱规律。广适水驱曲线[12-13]是通过油井累计产油、累计产水寻找Np与Np2/Wpq的关系(式2)，以此确定油井的NR，a，q，no，nw及M，如式(3)、(4)所示：

(2)

(3)

(4)

式中：a，q——待定系数；Np——累计产油量，104m3；NR——水驱可动油储量，104m3；Wp——累计产水量，104m3；no——油相指数；nw——水相指数；M——水油流度比。

建立单井广适水驱曲线模型之后，利用动态油水两相相对渗透率公式(式5)计算出不同含水率下的无因次采液指数JDL(式6)，得到无因次采液指数与含水率的关系。

(5)

(6)

式中：Kro——油相相对渗透率，无量纲；Krw——水相相对渗透率；Sw——含水饱和度；Kro(Swi)——束缚水饱和度下的油相相对渗透率；Krw(Sor)——残余油饱和度下的水相相对渗透率；JDL——无因次采液指数。

以渤中S油田的一口生产井A7H为例，该井于无水采油阶段及稳定水驱阶段分别进行了提液。无水采油阶段采用遗传算法拟合油井流入动态曲线，并根据其曲线设计流压下降0.13 MPa，日增油45 m3；进入稳定水驱阶段，通过建立本井的广适水驱曲线模型，开展提液增油设计。矿场实践证明，两种方法实际增油量与设计基本一致。目前，应用该套技术已累计提液25井次，累增油15×104m3，大幅提高了提液设计的预测精度。

4 结论

河流相水平井注采井网油田稳油控水技术较好地解决了复杂河流相油田在稳产中面临的几个主要难题。河流相油田河道识别技术将地质研究精细至单一成因砂体层次；利用水平井注采井网流场优化注水技术实现了联合井网注水量平面劈分系数的量化；建立了水平井全寿命提液方法，提液预测精度实现定量化。生产实践证明，本文方法有效指导了河流相油田剩余油挖潜，提高了油田采收率，对于指导该类油藏进一步高效开发具有积极意义。

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编辑：王金旗

1673-8217(2017)03-0096-05

2016-11-30

雷源，工程师，1985年生，主要从事油藏工程及油气田开发研究工作。

国家科技重大专项“海上油田丛式井网整体加密及综合调整油藏工程技术应用研究”(编号2011ZX05024-002-007)部分研究成果。

TE313.3

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