注采连通性计算及渗流通道的定量识别

吴晓慧，邓景夫，陈晓明，刘 学，王 龙

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

渤海南部油田主要为中轻质油藏，多以水平井开发为主，储层展布复杂且平面非均质性强，随着油田进入中高含水阶段，注采井间优势渗流通道严重制约着油田的高效开发。而正确认识注采连通性及识别渗流通道是水驱开发后期生产策略优化的前提。目前注采连通性研究方法主要为传统分析方法和动态反演方法。其中，传统分析方法包括示踪剂法[1-2]、试井分析法[3-4]、地球化学方法[5-6]等，该类方法一般费用高，耗时长，且计算出的仅仅是定性或半定量的结果。动态反演方法包括流线模型[7-8]、多元回归模型[9-10]、阻容模型[11-12]等，其中阻容模型由于考虑了井间信号的衰减和滞后[13]，更加符合油藏实际渗流特征，应用最为广泛。但上述动态反演方法求取的注采连通系数反映的仅仅是注采井间的注水贡献率。因此，对阻容模型进行改进，通过分析注采结构对注水贡献率计算值的影响，推导出可真实反映注采井间连通系数的公式。同时，为了定量表征井间储层物性随注水冲刷的变化程度和变化规律，提出一种新的物理表征参数——无因次连通系数，进行渗流通道的识别[14-15]，可指导酸化或调剖等开发措施。

1 注采连通系数数学模型推导

1.1 阻容模型及存在问题

阻容模型是根据信号处理理论，考虑了井间信号的衰减和滞后，在物质平衡方程的基础上推导求得的油井产液量与初期产液量、注水井注水量和油井井底流压的关系式。通过建立最优化方程[16-17]，利用历史动态数据反演求解。

(1)

由式(1)可知，阻容模型中的系数λij实际为注水井i对采油井j的注水贡献率。注水贡献率是指注水井流向某口受效采油井的注水量与总注水量的比值，注水贡献率反映的是某时刻注水井向各方向注水分配量的相对大小，并不能准确地反映注采井间的连通性。

1.2 注采连通系数数学模型建立

将式(1)反推，得到注水贡献率的函数表达式：

λij=f(τjJj,qj,Ii)

(2)

式中：λij为注水井i流向采油井j的注水量百分比；τjJj反映了注采井间的连通性，即注采连通系数；qj反映了井组中每口生产井的产液情况，即产液比例；Ii反映了井组注水量，即井组注采比。

由此说明，注水贡献率除了与连通系数有关外，还与产液结构和注采比有关。为了获得注水贡献率与产液结构和注采比的关系，建立一个均质模型，该模型采用五点法井网。利用单因素敏感分析法，通过分别改变注采比和产液比例设计了12个方案，然后利用阻容模型计算各方案注水贡献率。

(1) 当井组注采比小于等于1时，目前注水贡献率等于均衡驱替条件下的注水贡献率；当注采比大于1时，目前注水贡献率与注采比呈倒数关系：

(3)

式中：(λij)均衡为产液结构均衡且注采比为1时，注水井i对采油井j的注水贡献率；IPRt为t时刻的注采比。

(2) 注水贡献率与产液比例呈线性关系：

(4)

将式(3)和式(4)代入式(2)，消掉注采结构的影响，推导求出注采连通系数计算公式：

(5)

式中：(ICij)t为t时刻注水井i与采油井j之间的注采连通系数。

2 无因次连通系数识别渗流通道

2.1 无因次连通系数计算

由于注采连通系数只是代表了某时刻的连通性，为了更方便、准确地识别储层物性随时间的变化规律和变化程度，引入无因次连通系数[18-24](DICij)t概念，定义为t时刻的注采连通系数与投产初期的注采连通系数的比值：

(6)

式中：(DICij)t为t时刻注水井i与采油井j之间的无因次注采连通系数；(ICij)t0为初始时刻注水井i与采油井j之间的注采连通系数。

当无因次连通系数等于1时，表示储层物性未变化；当无因次连通系数大于1时，值越大，物性变得越好。这种情况有2种可能，一是酸化压裂等措施见效，二是长期注水冲刷形成了优势渗流通道；当无因次连通系数小于1时，值越小，物性变得越差，这种情况也有2种可能，一是调剖堵水等措施见效，二是在生产过程中储层出现了堵塞。

2.2 渗流通道的定量识别

在上述机理模型的基础上，通过改变注水井W1与采油井P1的无因次连通系数设计了14个方案，不同方案的剩余油饱和度如图1所示，并将各方案W1井与P1井的无因次连通系数与采收率的关系绘制成曲线(图2)。

图1 不同无因次连通系数下的剩余油饱和度

图2 无因次连通系数与采收率关系曲线

由图2可知[20]，无因次连通系数为0.8～1.2时，采收率变化不大，与正常渗流情况下的采收率相比变化幅度在1%之内；无因次连通系数小于0.8时，随着无因次连通系数的减小，采收率急剧下降；无因次连通系数大于1.2时，随着无因次连通系数的增大，采收率明显下降。基于此，进行渗流通道的划分：无因次连通系数大于1.2时，判定为优势通道，建议进行调剖、堵水；无因次连通系数为0.8～1.2时，判定为正常渗流，注采井间储层物性基本未变化；无因次连通系数小于0.8时，判定为储层堵塞，治理方向为酸化解堵。

3 矿场应用

3.1 指导注采连通性定量表征

BZ油田南块位于渤海南部海域，目的层为明下段，为浅水三角洲沉积。油田属高孔、高渗、中高黏度油田，投产以来一直采用注水开发方式。其中1 380砂体共有油井4口，注水井2口。2015年6月，砂体进入中含水开发期，产量进入递减阶段。截至2017年底，砂体采出程度为21.5%，区块综合含水已达75.0%，注水效率低。正确认识该砂体注采井间连通性及识别渗流通道对未来开发方案的调整有重要意义。

选取1 380砂体进行研究，整理各井的生产数据及地质静态参数，利用文中研究方法分别计算出各注采井间的连通系数，并在井位图上表示出来(图3)，线条粗细代表注采连通系数的大小，线条越粗，连通系数越大。计算结果显示：C11H与C15之间连通系数仅为0.1，连通性差；C11H与C12H之间的连通系数为0.5，连通性好；C11H与C13H之间的连通系数为0.4，连通性好；C17H与C15H、C16H之间的连通系数均为0.5，连通性好。

图3 BZ油田1380砂体注采连通系数分布

3.2 指导优势渗流通道识别

为表征注采井间连通性随时间的变化情况，根据式(6)计算出该砂体注采井间的无因次连通系数(表1)。根据计算结果可知，C11H与C12H之间的无因次连通系数为1.3，判定存在注水优势通道；其余注采井间的无因次连通系数均为0.8～1.2，判定为正常渗流。

表1 BZ油田1 380砂体无因次注采连通系数

针对C11H与C12H间存在注水优势通道的情况，对注水井C11H制订了微球+泡沫复合调驱方案。调驱的整体思路是：①注入微球前置段塞封堵高渗通道；②注入多个泡沫调驱主段塞，实现液流转向，并根据实施过程中注入情况进行调驱注入参数调整；③调驱结束后恢复注水，扩大水驱平面波及体积。

首先通过室内物理模拟实验对起泡剂进行优选，然后使用CMG化学驱数值模拟软件对影响泡沫调驱效果的气液比、段塞体积、注入方式等关键参数进行优选。综合以上参数优选结果，设计总调驱方案：注入前置段塞体积为1.15×104m3，微球浓度为0.2%，注气量为86.4×104m3，注液量为1.35×104m3，气液比为1∶1，段塞式注入方式。

2017年12月对C11H实施了调驱，于2018年4月调驱措施见效，见效后砂体日产液基本未变化，日产油由332 m3/d增加至382 m3/d，措施日增油为50 m3/d，含水率由75%下降至70%，含水率下降5个百分点，C11H与C12H间的无因次连通系数由1.3下降至1.0，降水增油效果明显。

截至2018年年底，该项研究已在渤海南部3个注水油田得到应用，指导水井调剖5井次，油井酸化解堵4井次，9口井措施均明显见效，合计日增油为214 m3/d，预计累计增油10.2×104m3。

4 结 论

(1) 推导出平面注采连通性定量计算新方法，该方法在阻容模型的基础上，消除了注采结构的影响，解决了前人研究中只能计算到注水贡献率的局限，计算结果更符合油田生产实际。

(2) 提出无因次连通系数概念来定量表征注采井间连通系数随时间的变化程度，根据无因次连通系数对采收率的影响划分渗流通道级别，当无因次连通系数大于1.2时，判定为优势通道，建议进行调剖、堵水；当无因次连通系数为0.8～1.2时，判定为正常渗流；当无因次连通系数小于0.8时，判定为储层堵塞，治理方向为酸化解堵。

(3) 研究成果应用在渤海南部油田，在正确反演出井间连通性的基础上，成功指导9口井实施调剖和酸化措施，合计日增油为214 m3/d，均取得较好的降水增油效果。