基于灰色关联法的海上大段合采油田堵水研究

李金蔓

（中海油天津分公司，天津 300450）

油井出水在注水开发油田开发中普遍存在[1]，稳油控水是油田开发后期的一项重要工作，也是油田持续稳产的关键[2]。目前国内外对于调剖堵水的研究主要侧重于对堵水工艺、工具的研究和研发[3]，形成了聚合物及其交联凝胶的堵水工艺技术[4]及基于油藏工程的改变水驱流向的深部液流转向技术[5]，并取得较好成绩，但对于油田开发后期注采关系研究较少。尤其是海上油田与陆地油田不同，由于海上油田开发成本高导致开发手段有限，井网部署稀且多采取大段合采，测井、测试受局限，资料偏少，导致油田开发后期对于储层精细描述难度大[6]，注采关系不能明确，导致调剖堵水作业难以恰当的选择目标井和目标层位。人为选择堵水目标井和目标层受主观因素影响，难以定量描述。灰色关联方法将油田注采系统看作包含已知、未知因素的灰色过程，在对油藏开发过程模拟过程中匹配、拟合相关参数，确定相关影响因素的权重，据此描述、评价水淹层分布及油气分布[7，8]，该技术已在辽河、中原油田的开发中得以应用，并取得较好效果。在渤海Q油田大段合采井调剖堵水作业中，对堵水选井选层的主控因素的定量研究，通过结合数值模拟拟合油田实际生产数据，利用灰色关联法优选堵水井层位，形成了一套灰色关联法大段合采井堵水层位优选技术，最终取得了良好的效果，对于油田开发调整策略提供了有利依据，也为海上其他油田堵水提供借鉴。

堵水是提高采收率、降低产水量非常有效的方法。恰当的选择目标井和目标层至关重要。目前通常的做法是人为选择堵水目标井和目标层，该方法受人为主观因素影响，难以定量描述，很难达到理想效果。本文提出一种最优化选择堵水井层的模糊方法,对堵水选井选层的主控因素进行定量研究，同时结合数值模拟研究结果的定量描述，最终确定目标油田的堵水井位和层位，研究成果对于油田开发的堵水技术有着重要的意义。

1 Q油田地质油藏条件及面临的问题

渤海Q油田构造为断裂背斜构造，发育在海四大断层下降盘，是一个受断层控制的断鼻构造，油藏类型为多油水系统构造层状油气藏为主，常温常压系统，孔隙度16.8%，渗透率35 mD，地层原油黏度0.2 mPa·s～2.9 mPa·s，为弱挥发性低渗透油田。油田主体区位于Q1井所处的中高点上，油气层主要发育于东营组、沙一、沙二、沙三段，其中沙二段以其油层厚度大、分布广、产能高而成为油田的主力油层段。该油田于1997年12月投产，大段合采东营组、沙一、沙二、沙三段，共46个层。由于层间非均质性强，长期合注合采，且测试资料少，纵向水驱动用状况难以有效评价，导致常规研究手段无法快速选择堵水目标井和目标层[1]。

2 优选堵水井层

有效的选择目标井和目标层才能有效的堵水，根据以下原则进行选择：

（1）优先选择由于井网注采关系或油层非均质性造成的生产矛盾较大的油层进行堵水。

（2）优先选择堵水后有接替产层且接替能力有一定规模的井。

（3）优先选择流压较高的井。

满足以上条件的井应考虑进行堵水。

2.1 灰色关联分析

灰色关联分析方法是一种多因素统计分析方法，通过求解系统中各因素之间的主要关系，找出影响目标值的重要因素，从而掌握事物的主要特征，是对一个系统发展变化态势的定量描述和比较的方法。邓聚龙[2]提出将该理论应用在石油、天然气勘探开发等方面，为寻找开发指标的主控因素提供了有效技术手段。

2.2 优选结果

基于Q油田的实际资料，应用灰色关联分析方法，选择有效期内增产油量作为参考序列[3-5]，单井产油量、含水率、井底流压、层段渗透率、油层有效厚度5个因素为比较序列[6-8]，采用均值法无量纲化，取分辨系数为0.5，计算得到各因素的关联度，经排序得到主要影响因素为含水率、产油量、井底流压，关联度值（见表1）。

3 数值模拟研究

为了确保矿场试验的成功率，在数值模拟研究的基础上，应用主要影响因素研究成果，进行数值模拟研究，基于历史拟合，进行堵水方案预测，优选先导试验井及堵水层位，具体方法如下：

3.1 模型建立

在三维地质模型的基础上进行网格粗化，纵向上充分考虑主力油层非均质性对开发的影响，对沙二段5个油组粗化时加密，每油组粗化为19~26个网格，按Eclipse格式输出粗化后的网格模型和属性模型，总网格节点 63×69×141=612 927 个。

3.2 地质储量拟合

按地质小层进行储量分区，通过平衡区和饱和度端点来共同控制各油组的地质储量。已建立的油藏数字模型与相应地质储量对比，模型储量为992×104m3，与容积法标定的地质储量998×104m3相差不大，误差仅为0.6%。

3.3 生产历史拟合

历史拟合的工作制度是以所有生产井定地面产油量来拟合油田、区块和单井的地层压力、含水、气油比和流压。对于注水井注水量的拟合，是结合各时期的吸水剖面测试资料或射开层段的KH值，将全井吸水量劈分到各防砂段，然后在模型中设置相应的虚拟井来分别拟合单井各段注水量。历史拟合误差控制在5%以内（见图1，图2）。

3.4 方案预测

应用2.2中的研究结果，确定Q1井为先导试验井。沙二段Ⅳ、V油层组是潜力层位。进行方案预测，指标（见表2）。

表1 主要影响因素关联度排序及权重表

图1 Q油田地质模型图

表2 渤海Q油田单井堵水措施方案预测指标

图2 Q油田单井含水拟合曲线

4 矿场实施效果

将数值模拟研究成果在矿场实践应用，确定Q油田Q1井沙二段Ⅳ、V油层组是潜力层位（见图3），Q2井沙一段为潜力层位（见图4、图5）。

对Q1井沙二段Ⅰ、Ⅲ油组卡水后（见表3），油井产量由13 m3/d增加至188 m3/d，含水由85.5%降低至14.9%（见图6）；Q2井换层生产至沙一段，日产油量由11 m3增加至28 m3，含水由91.2%降低至0.5%（见图7），层间干扰减缓效果明显。

图3 渤海Q油田沙二段含油面积图

图4 渤海Q油田沙一段含油面积图

图5 Q油田沙一段连井剖面图

图6 Q油田Q1井实际生产曲线

图7 Q油田Q2井实际生产曲线

表3 渤海Q油田单井堵水措施生产指标

5 结论

（1）根据Q油田地质特征和开发情况，通过灰色关联法确定主要影响因素为含水率、产液量、井底流压三个因素，并确定了各因素在劈分系数中所占的权重值。

（2）根据确定的主要影响因素及各因素的权重值，构建了海上大段合采强非均质性油田堵水方法。

（3）通过该方法的研究，对海上大段合采强非均质性油田的选井选层堵水工作，提供了一个量化的标准，对油田潜力挖掘、综合调整井部署、油田上产具有重要意义。