流线影响因素分析及其在断块油藏开发调整中的应用

2019-12-30刘家军金忠康蔡新明

油气藏评价与开发 2019年6期

刘家军，金忠康，蔡新明

（1.中国石化江苏油田分公司采油二厂，江苏金湖211600；2.中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏扬州225000）

断块油藏地质条件复杂，小断层发育、储层非均质严重，开发进入特高含水开发期，剩余油高度分散，注采井间流线固定，高耗水带普遍存在，导致无效水循环严重，水驱效率变差[1-3]，水驱波及难以进一步扩大。在层系、井网相对完善、原油价格较低的情况下，如何通过改变注采井网和参数，抑制高耗水带、强化注入水弱波及区，改变地下压力场及饱和度场，是断块油藏高含水期降水增油的有效手段[4-6]。

1934年MUSKAT等[2]最早将流线概念引入到油气田开发计算中；1951年FAY和MPRATS[3]使用电位模型及差分方程计算简单水驱油藏中流线的分布；1961年 HIGGINS等[4]提出流管模型；1988年POLLOCK[5]提出地下水的流线生成算法；侯建峰等[6]提出定量表征单砂体注采关系的流线方法；吴军来等[7]借助流线模拟的优势，再结合油藏工程基本原理，提出一种全新的油藏水驱动态评价新方法。对于流线表征的研究虽然很多，但是关于流线分布模式的研究较少。

以江苏油田复杂断块油藏为例，开展流线影响因素分析，提出了流线分布模式，在此基础上进行流线优化调整研究，实现“控制含水、减缓递减”的目标。

1 流线的影响因素

建立不同理论模型，应用数值模拟方法，分析相应的流线分布特征。通过分析影响因素的敏感性，明确水驱流线变化的主要影响因素，为高含水期流场调整提供依据[7-8]。

1.1 平面非均质

平面非均质是控制流线分布的主要因素。由于平面非均质性，流体总是优先进入高渗带或高渗层[9]。当油井处在不同相带时，随着高低渗透带渗透率比值的增大，高低渗透带流线分布的差异越大（图1）。当高低渗透带渗透率比值为10时，单位面积内流线条数比为9，与渗透率比值基本一致。

图1 不同渗透率下流线分布（fw=95%）Fig.1 Streamline distribution with different permeability（fw=95%）

1.2 纵向非均质

注入水沿高渗层突进[10-11]，随着层间级差的增大，高渗层的注水量越多，高渗层的流线分布越密；低渗层的注水量越小，低渗层的流线分布越稀，剩余油在低渗层富集（图2）。根据达西公式，油水井的注采压差一定、注采井距相同，纵向上每层的流量与渗透率成正比，每层流线条数的比值与层间渗透率的比值基本一致。

图2 不同物性条件下流线分布Fig.2 Streamline distribution with different reservoir physical property

1.3 注采井网

注入水沿渗流阻力最小的路径推进。高渗区注水、低渗区采油时，注入水先沿高渗带突进，然后在油井附近流向井底，在注水井及油井间形成剩余油。低渗区注水、高渗区采油时，注入水主要在注水井附近进入高渗带，然后沿高渗带流向油井井底，在高渗区井间形成剩余油（图3）。

图3 不同注采井网下流线分布（fw=95%）Fig.3 Streamline distribution of different injection-production well patterns（fw=95%）

1.4 注采井距

油水井的注采压差一定时，注采井距越小，油井的产液量、注水井的注水量越高。注入水在高注入压差下，沿高渗区快速突进，主流线方向水洗严重，较快地形成明显的优势渗流通道。井距增大时，注采压差梯度相对较小，注入水推进需要更长的时间，流线、含水饱和度在平面上分布较小，井距开发均匀（图4）。

图4 不同注采井距时流线分布（fw=95%）Fig.4 Streamline distribution with different injection-production well spacing（fw=95%）

1.5 注采压差

油水井注采井距一定时，注采压差越大，油水井间压力差梯度较大[12-13]，油井的产液量、水井的注水量越大，储层的流量越大，水的流动速度越高，流线越密（图5）。

应用灰色关联度法计算得到各因素对水驱流线的影响程度，纵向非均质、平面非均质、注采井网对水驱流线的影响显著，注采井距、注采压差等因素对水驱流线的影响相对较小（表1）。

表1 各因素对水驱流线的影响程度Table1 Influence degree of each factor on water drive streamlines

图5 不同注采压差时流线分布（fw=95%）Fig.5 Streamline distribution with differentinjection-production pressure（fw=95%）

2 流线分布模式

根据流线的分布，将流线分布模式分为流线密集区、流线稀疏区和流线空白区3类。依据模拟研究成果，其具有以下特征：

1）流线密集区

主要分布在物性相对好的井区或者注采井距较小的井区。一是注入水沿渗流阻力小的区域推进，物性较好的区域流线密集，水驱前缘推进的速度较快。比如在正韵律储层的底部、压裂井压裂缝周围易形成流线密集区；二是注采压差偏小的井区，单位距离的注采压差越大，油水的流动速度越高，易形成流线密集区。

2）流线稀疏区

主要分布在二线油井受效区、物性差区和距注水井相对较远井区。一是二线油井由于一线油井的截留，一线、二线油井间形成水动力直流区，水线稀疏；二是注入水在物性差的区域流动速度慢，流线稀疏，为流线稀疏区；三是对于不规则注采井网，距注水井较远油井井区，单位距离内的驱替压差小，油水的流动速度小，形成流线稀疏区。

3）流线空白区

主要分布在井网未控制区和压力平衡区。一是对低部位注水、高部位采油的注采井网，在高部位油井距离断层区域不能形成注采水线，由于断层的遮挡，断层遮挡区注入水未波及，没有建立注采流线，形成流线空白区；二是封闭边界油藏边内注水时，由于注入初期油藏内部压力高于边水区压力，油藏边部的油就会向边水区域流动，注入一段时间后，直至油水过渡带压力平衡从而形成流线空白区。

3 基于流线分析的调整优化技术

根据断块油藏流线、剩余油分布总体受断层、砂体边界、注采井网、注采平面及层间差异影响的特点，高含水期调整优化技术以均衡或转换流线为主要目的，使优势流线变弱，弱势流线变强，流线空白区建立新流线，实现降水增油的目的。

3.1 矢量调配，均衡流线

注水开发过程中，注采井间流线固定，高耗水带普遍存在，从而在低渗区形成剩余油。主流线方向降低配注控制注入强度，次流线方向增加配注[14-15]。通过参数调整，打破原有的生产状态，控制强流线，增强流线稀疏区流线，均衡水驱。比如，G6-38井组平面矛盾突出，为均衡平面水驱，根据计算G6-52井、G6-85井的计算合理日产液量分别为17.9 t和11.2 t，而两口井的实际日产液量分别只有11 t、6.5 t，对非主流线上的两口井实施放差提液，效果明显，G6-52井提液后日产油从1.4 t上升至3.2 t，G6-85井提液后日产油从0.7 t上升至1.7 t（图6）。

3.2 增新水线挖潜剩余油

“增新水线”是指对流线空白区增加新流线来挖潜剩余油。增加流线的方法有两种：一是增加注水井，二是增加采油井。

1）主流线高含水油井转注，改变水驱方向。位于河道主体的H88-31A井与H88-23井之间形成优势流场，其他井受效不明显。将含水98%的H88-31A井转注后，新增了注水方向，对应油井H88-1井含水率从82.7%降至75%，日产油从1.7 t提高至2.9 t。

2）转注剩余油富集区采油井，新增注水流线，形成多向水驱。G6断块E1f23的G6-119井区的注水井由于G6-4井位于物性差区，G6-57井、G6-3井位于物性高渗区，注入水主要流向高渗区的G6-57井、G6-3井、G6-119井，井区附近井不见效，生产状况差。将G6-119井转注后，新增注水流线，G6-42、G6-40井见到增油效果（图7），验证了低采高注时在井间存在剩余油。

3）有注无采区，利用新钻井或者老井建立新流线

W15-9井区的W15-1井为边内注水，在构造低部位形成剩余油，没有形成流线。W15-9井于2018年4月下返挖潜油水过渡带剩余油，建立新水线，日产油5 t，含水率72%。

3.3 抽稀井网，抑制平面强流线

在流线密集区进行井网抽稀，拉大井距，降低了驱替压力梯度，抑制平面强流线；同时改变了水驱方向，能够提高原先弱流线处的水驱强度，从而改善水驱，提高采收率[16-19]。

图6 G6-38井组井网和生产曲线Fig.6 Well pattern and production curves of well group G6-38

图7 G6-119井组井网和生产曲线Fig.7 Well pattern and production curves of well group G6-119

3.3.1 抽稀一线高含水井，提高水驱波及面积

二线油井由于受一线油井影响，在井间形成水动力滞留剩余油。一线油井高含水井关井抽稀，既抑制了注水井与一线油井的强流线，又建立了注水井与二线油井的流线。C3断块C3-97井关井后，二线油井C3-42井、C3-109井、C3-103井分别日增油2.2 t、0.4 t、0.9 t（图8）。

3.3.2 抽稀井间高含水井，均衡水驱

井间高含水井关井井网不失控，改变水驱方向，提高地下存水率。C3-83井组的C3-13井处于C3-81井、C3-82井间。C3-83井与C3-13井之间形成强流线。C3-13井关停后井组最高日产油净增4.3 t。

3.3.3 强水淹区注水井关停，降低无效注水

由于储层非均质性及注采井距的影响，局部注水井组水淹程度高，注水利用率低。将强水淹区注水井关停，均衡水驱，降低无效注水。注水井C3-77井距离C3-3井、C3-10井较近，并且渗透率较好。该井组强水淹，将该井组关井后对应C3-3井、C3-10井的日增油分别为1.0 t、0.5 t。

3.4 细分重组，扩流线立体驱油

“扩流线”是针对层间矛盾突出的注入井通过分层细分升级，改善注入流体只往高渗层流入的问题，均衡层间矛盾。随着开发的深入，主力层系的井网井距偏小[20-23]，将注采井距拉大，减缓储层非均质性对开发的不利影响。非主力砂体的注采井距偏大，利用主力层系抽稀的井进行加密及井网完善。G7断块细分为两套开发层系，依据实际生产及理论计算结果，主力层的合理注采井距在400～550 m，而调整前的井距只有200 m左右。故G7断块层系细分调整时，主力层系井网拉大至500 m，同时利用抽稀的井进行非主力层系的挖潜，其中E1f3层系的G7-10井单砂体注水后，对应油井G7-31井见效明显（图9）。调整后递减得到明显控制，综合递减从13.1%下降至-0.47%，新增可采储量1.7×104t，提高采收率1.0%。