一种非均质油藏高含水期调堵效果的简易测算方法

陈朝晖，谢一婷，王凤兰

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.中国石油大庆油田责任有限公司开发部，黑龙江 大庆163712）

一种非均质油藏高含水期调堵效果的简易测算方法

陈朝晖1，谢一婷1，王凤兰2

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.中国石油大庆油田责任有限公司开发部，黑龙江 大庆163712）

具有优势水侵通道的注水开发油藏在油井高含水期仍存在大量剩余油，可通过对水淹大孔道的调堵，实现对该类油藏的挖潜。然而，目前仍难以定量描述和表征注采井之间的大孔道对注水开发的影响情况，因此对调堵效果的预测具有较大的不确定性。文中将注采井之间的油藏流动区域视为相对均质的油藏与大孔道的并联，分别采用渗流和管流模型计算油井的无因次采液指数与含水率，通过生产数据的拟合，建立快速测算图版，确定大孔道的等效孔径，进而计算大孔道封堵后油藏的流动能力及油井再次达到特高含水期的驱油效率。实例分析表明，该方法所需参数较少，能够实现非均质油藏大孔道调堵效果的快速测算。

高含水阶段；水侵优势通道；并联流动模型；生产数据拟合；调堵效果测算

0 引言

提高油井高含水阶段注入水的波及系数已成为注水开发老油田挖潜的技术关键［1-2］，各种调堵技术均能有效封堵地层水窜的高渗带，提高注入水的利用率和注水开发时效，其关键在于水侵优势通道的识别［3］。近年来，对强非均质油藏中水侵优势通道的识别、表征及对油水运动的影响规律已开展了大量研究［4-8］。然而，在油藏描述不足及缺乏专项动态监测手段的条件下，这些理论方法难以做到实际应用，给目前水驱油藏产出特征评价方法带来较大误差［9-13］。

本文借鉴水电相似原理，针对1个注采单元，将注采井之间的高渗通道视为“低阻”，将高渗通道之外的基质储层视为“高阻”，注采井之间的流动视为高、低电阻的并联，分别采用径向流渗流方程与管流方程刻画基质储层及高渗通道内的油水流动规律。利用该简易模型，结合油水产出特征的实际数据，可快速判断注采单元内是否具有水驱优势通道，并进一步预测封堵优势通道对开发效果的改善。

1 方法原理

1.1 强非均质油藏的水驱等效并联流动模型

选取五点法注采井网的四分之一注采单元，对角线含有一口生产井和一口注入井（见图1）。假设初始条件下储层内的可动流体只有地层原油，地层水不流动。对于强非均质性油藏，将注采井之间的储层区域按照主流线方向劈分为两部分：具有高渗大孔道的水驱优势通道（Ⅰ区）和具有相对低渗的基质储层（Ⅱ区）。忽略两部分间的油水交换，将储层基质部分的水驱和高渗带内的水窜视作油井产出水的2个独立来源。

图1 强非均质油藏水驱等效并联流动模型示意

1.2 油井产水的地层流动过程

基质储层和优势通道的注采端口具有相同的注采压差，由于流动阻力的差异，优势通道内的流速远远大于基质储层的流速，生产井的产出则取决于流速和各自的流动面积。按照等效并联流动模型，将地层的流动过程划分为4个阶段：

1）无水期。优势通道未被水突破，该阶段的延续时间主要取决于优势通道内的流速。

2）含水急剧上升期。优势通道首先被水突破，由于水的黏度远远小于油，饱和水的优势通道整体流度急剧增大，导致油井见水后含水率快速上升，注入水大部分通过优势通道进入了油井，只有少部分进入基质储层驱油。该阶段的延续时间取决于高渗带内油水的共流时间，如果含有大孔道，从大孔道被水突破到大孔道饱和水的时间非常短暂。

3）特高含水稳产期。油井进入特高含水期后，在注采压差稳定的前提下，注采井通过高渗带形成了稳定的水循环，同时在基质储层内继续发生缓慢且稳定的水驱油。该阶段的延续时间取决于基质储层内的水驱油过程。如果在该阶段注调整采压差，其效果将主要体现在优势通道内的水量变化上，对基质储层难以产生显著影响，即高含水阶段油井稳定产油。

4）油井水淹期。注入水完成了对基质储层的驱油，油井几乎不再产油，只能通过提高基质储层内的微观水驱波及系数以及波及带内孔隙空间的洗油效率达到后续挖潜的目的。

1.3 流动计算模型

1.3.1 高渗带等效流管流动模型

水驱等效并联流动模型中，Ⅰ区具有管流特征，可采用管流模型计算流量：

初始状态下，虚拟流管内充满地层原油，注水开始后，流管被注入水突破，管内饱和水。流管长度可设定为注采井距，但其管径难以确定，因为该数值不仅反映了沿水驱主流线方向上高渗带的空间分布范围，而且还体现了高渗带内的渗流阻力以及高渗带的空间迂曲度。在本方法中，首先设定等效管径的初值，然后结合油井的实际出水动态，拟定一个合理的等效管径尺寸，或者计算出不同管径的出水状况，制作相应开发指标的图版，根据实际生产数据，从图版中查找合适的等效管径，然后再进行下一步的流动计算。

1.3.2 基质储层渗流模型

根据所建立的水驱等效并联流动模型，Ⅱ区不包含高渗带，因此Ⅱ区所代表的基质储层相对较为均质，基于岩心测试的油水相渗曲线，按照四分之一径向流模型，产量计算式为

2 指标计算

2.1 初始无水期

基质储层和高渗带内无可动水，分别按照式（1）和式（2）计算油井产液（油）量：

2.2 特高含水稳产期

高渗带的快速水窜使得油井含水急剧上升，直接计算特高含水稳产期的产液量Ql2。此时高渗带只有水产量，设定基质储层平均含水饱和度为SwR1，根据岩心测试数据得到对应的油水相对渗透率KroR和KrwR，进而计算油井的产液（油+水）量：

2.3 调堵后开发指标

调堵后高渗通道的产水量QwT下降为0，再次进入高含水，重新计算此时的开发指标：

2.4 调堵开发效果评价指标

3 实例分析

3.1 油藏概况

国内东部某断块油藏，转注5 a后产水率已高达98%，油井无因次采液指数为6，远低于根据岩心相渗测试数据（见图2）计算得到的21（见图3）。

综合研究认为，注采井间存在高渗通道，导致了油井的快速水淹，降低了油藏的整体开发效果，决定采用调堵的方式进行挖潜。运用本文所建立的简易测算方法，测算封堵高渗通道后的控水及增油效果。

图2 目标油藏平均相渗曲线

图3 无因次采液指数曲线

目标储层的束缚水饱和度0.33，残余油饱和度0.18，最大油相相对渗透率1.0，最大水相相对渗透率0.7；地层原油黏度15MPa·s，地层水黏度0.5MPa·s，地层有效厚度5m，平均渗透率1500×10-3μm2，注采井距450m，注水井井底压力25MPa，生产井井底压力15MPa，油井井筒半径0.12 m。

3.2 建立水驱等效并联流动模型

基于以上数据，利用本文建立的水驱等效并联流动模型，分别计算基质储层含水饱和度为0.40，0.45，0.50，0.60，0.70以及等效流管管径为0.5～1.5 m的油井含水率及无因次采液指数，得到开发指标图版（见图4）。

图4 目标油藏等效并联管模型的水驱指标图版

3.3 估算储层参数

查找图版，能够同时满足无因次采液指数为6及产水率为0.98的油藏，含水饱和度为0.45，等效流管的管径为1.08 m。

3.4 产量指标测算

按照式（3）—（9）计算无水期产油量为180 m3/d。其中，基质储层产油量137 m3/d，高渗带产油量43 m3/ d。当含水率达到98.0%时，产油量下降为27m3/d，且全部来自基质储层，高渗带产水量达到1282 m3/d；调堵后再次进入高含水时，基质储层产水量1382m3/d，产油量28 m3/d。

3.5 调堵效果评价

封堵前产水率已达98.0%，封堵后产水率降至65.4%，调堵降低含水率32.6百分点。原始地层可动油饱和度为0.49，第1次达到高含水时，地层可动油饱和度降至0.37，驱油效率为24.5%；封堵后再次进入高含水阶段，地层可动油饱和度降至0.18，驱油效率增至64.3%，调堵后增大了注入水在相对低渗的基质储层中的波及系数，驱油效率增加了39.8百分点。

4 结论

1）利用水电相似原理，将注采井之间的流动区域视为基质储层径向渗流与高渗通道管流的并联，充分体现了非均质油藏中的流动差异，同时也充分利用了常规岩心相渗测试数据。

2）利用实测含水率与采液指数的双参数拟合，在开发指标的理论图版上确定目标油藏高渗带流管的等效管径及基质储层当前水侵程度，进而可快速测评调堵的控水及增油效果。

3）计算表明，地层高渗带是油井过早见水、含水急剧上升的主要原因，通过封堵高渗通道，能够显著降低含水率，提高注采单元的水驱油效率。

5 符号注释

Bl为流体体积系数；D为流管长度，m；EDR1为进入特高含水稳产阶段的驱油效率；EDR2为高渗带封堵后再次进入特高含水阶段的驱油效率；fwR1为特高含水稳产期的含水率；fwR2为高渗带封堵后再次特高含水的含水率；h为产层厚度，m；JLD为无因次采液指数；K为基质储层绝对渗透率，10－3μm；Kl为相对渗透率；pe为注采单元平均地层压力，MPa；pinj为水井注入压力，MPa；pwf为油井生产压力，MPa；Ql1为初始无水期产液量，m3/ d；Ql2为特高含水期产液量，m3/d；QlR为基质储层液量，m3/d；QlT为流管液量，m3/d；re为注采单元半径，m；rw为油井半径，m；RT为流管等效半径，m；S为油井污染表皮系数；SwR1为特高含水稳产期基质储层平均含水饱和度；SwR2为高渗带封堵后再次高含水的基质储层平均含水饱和度；μl为流体黏度，mPa·s；下标l表示流体类型，包括油、水。

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（编辑 孙薇）

Simple calculation method for water plugging effect of heterogeneous reservoirs during high water cut stage

CHEN Zhaohui1,XIE Yiting1,WANG Fenglan2
(1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500, China;2.Research Institute of Exploration and Development,Daqing Oilfield Company Ltd.,PetroChina,Daqing 163712,China)

A large amount of oil remains in heterogeneous reservoirs during high water cut and water flooding stage.Oil development can be facilitated by plugging the flooded channels.However,it is difficult to characterize the channel path between the injection and production wells as well as the effects of flooding;great uncertainty exists for the prediction of plugging effect.This paper presents a parallel flow model for the region between the injection and production wells,which is characterized as a homogeneous reservoir and a channel path with infinite conductivity.The development index is calculated from seepage and pipe flow.Subsequently,the equivalent radius of the channel path is determined by fitting historical production data.Finally,the flow capacity of the reservoir and the oil recovery efficiency are calculated before and after channel path blocking when the high water cut stage is reached.A case study of a fault block reservoir in the eastern part of China shows that this method requires few parameters and can quickly forecast the plugging effect in heterogeneous reservoirs with water flooding.

high water cut stage;water invasion in a super-high-permeability channel path;parallel flow model;calibration by production data;calculation of water plugging effect

TE347

A

国家科技重大专项课题“特高含水期多层非均质油藏渗流机理及水驱规律研究”（2016ZX05054-010）

10.6056/dkyqt201705014

2017-02-20；改回日期：2017-06-22。

陈朝晖，男，1970年生，副教授，博士，1992年毕业于西南石油学院油藏工程专业，主要从事油气田开发及渗流理论研究。E-mail：13408517598@126.com。

陈朝晖，谢一婷，王凤兰.一种非均质油藏高含水期调堵效果的简易测算方法［J］.断块油气田，2017，24（5）：662-665.

CHEN Zhaohui，XIE Yiting，WANG Fenglan，et al.Simple calculation method for water plugging effect of heterogeneous reservoirs during high water cut stage［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（5）：662-665.