特高含水期油藏流场调整必要性定量评价方法

张海燕，刘海成，肖 武，张 超，赖书敏

（中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257015）

目前，流场调整开发技术主要研究方向集中在两个方面。一是针对油藏中流体渗流特征、优势流场识别及表征[1-8]的研究较多，可以直观展现油藏流场分布，描述大孔道的位置和发育状况，实现了对油藏流场的定性＋半定量化描述。二是针对矿场如何进行流场调整[9-17]的研究较多，形成了井网调整转流线、协调注采引流线、综合治理均衡流场、多级细分调剖面、注采耦合调流线等多种流场调整技术模式。而恰恰是这两者的中间环节，流场驱替不均衡至何种程度需要进行流场调整有效改善油藏开发效果，即油藏流场调整技术实施必要性的定量评价尚没有依据可循。鉴于此，本文提出一种综合的、多维度油藏流场调整必要性的定量评价方法，为矿场开发生产实践合理制定开发策略、改善油藏开发效果提供技术支撑。

1 流场调整必要性评价维度

开发实践表明，物质基础和开发矛盾突出是矿场实施开发调整两个必备条件。针对流场调整技术而言，首先需要确定地下有足够的剩余油潜力，确保实施流场调整可以改善开发效果，即从剩余油物质基础角度明确流场调整的必要性。其次，根据流场调整技术内涵（针对流线长期固定、高耗水层带发育，通过利用老井转变流线，纵向调控高耗水层段、平面调控高耗水带，有效调整流场实现油藏均衡驱替）可知：流场调整解决的突出开发矛盾是高耗水层带导致的油藏驱替不均衡。即需要从油藏均衡驱替状况角度明确流场调整的必要性。最后，需要明确油水井注采现状是否满足油藏均衡驱替的要求，即从注采现状与均衡驱替匹配性角度明确流场调整的必要性。综上所述，流场调整必要性评价维度包括剩余油物质基础、油藏均衡驱替状况和注采现状与均衡驱替匹配性3个方面。3个评价维度层层递进，对流场调整技术实施与否而言，缺一不可。

2 不同评价维度的表征指标

2.1 剩余油物质基础表征指标

一方面，通过目前采收率与理论采收率的差距（提高采收率潜力），可以判断是否具有开发调整的剩余油物质基础。另一方面，单控剩余地质储量是剩余油饱和度的函数，可以全面、客观的反映油藏剩余潜力。因此，将提高采收率潜力和单控剩余地质储量作为剩余油物质基础表征指标。

2.2 油藏均衡驱替状况表征指标

通常用数模研究得到的拟渗流阻力级差表征油藏驱替均衡程度。鉴于拟渗流阻力级差反映的是饱和度差异，而饱和度差异是由累积开采强度差异导致的。因此，引入累积开采强度差异指标（累积采液强度变异系数、累积采油强度变异系数），作为油藏均衡驱替状况判识指标。值得一提的是，矿场大范围评价变流线调整潜力时，很多开发单元无法提供即时的数值模拟研究成果，则无法用拟渗流阻力级差指标进行潜力评价。而累积开采强度差异指标应用矿场数理统计方法易于获取，提高了潜力评价工作的可行性和效率。

2.3 注采现状与均衡驱替匹配性表征指标

压力梯度场能较好地反映油藏当前注采井网及注采政策，拟渗流阻力场能较好的反映油藏驱替均衡程度，因此，选用压力梯度场和拟渗流阻力场作为注采现状与均衡驱替匹配性表征指标。采用Tanimoto系数法，将场分布参数转化为两个n维向量，求解两个向量的相似度大小，表征压力梯度场与拟渗流阻力场相似度（以下简称两场相似度），用于评价注采现状与均衡驱替匹配性。

综上所述，物质基础表征指标包括提高采收率潜力和单控剩余地质储量；驱替均衡状况表征指标包括拟渗流阻力级差、累积采液强度变异系数和累积采油强度变异系数；注采现状与均衡驱替匹配性表征指标包括两场相似度。

3 表征指标的评价标准

3.1 物质基础表征指标的评价标准

矿场已实施流场调整的16个开发单元数据统计表明：调整前采收率分布区间为45.0%～57.6%，平均值为49.9%；室内实验得到的理论采收率分布区间为65.7%～72.1%，平均值为67.3%。实际采收率与理论测算相比，采收率提高潜力分布区间为13.5%～20.6%，平均值为17.4%。综合考虑最小提高潜力和平均提高潜力，将采收率提高潜力≥15%作为该指标的评价标准；上述开发单元调整前单井控制剩余地质储量分布区间5.0万～17.7万吨/口，平均值9.0万吨/口。综合考虑最小单井控制剩余地质储量和平均单井控制剩余地质储量，将单井控制剩余地质储量≥7万吨/口作为该指标的评价标准。

3.2 油藏均衡驱替状况表征指标的评价标准

应用油藏数值模拟研究拟渗流阻力级差指标评价标准。以AANg3–4单元为例，根据相似性准则，建立了反映中高渗典型区块平均渗透率、平均有效厚度等特点的相似模型，主要参数见表1，纵向上两个小层，分别设置为6注3采正对行列式井网和倾斜45（°）的6注6采正对行列式井网（见图1），采液速度10%。

图1 AANg3–4单元相似概念模型示意

表1 AANg3-4单元概念模型分层参数

在矿场30余个开发单元油水井注采强度分析、明确矿场实际注采强度差异状况的基础上，设置6组不同注采方案，模拟至相同采出程度40%作为基础方案。该方案能够较好地反映不同注采条件下，油藏流场分布的差异状况，为流场调整政策界限制定奠定基础。

基于上述基础方案，首先计算不同注采方案采出程度40%时刻下的拟渗流阻力级差；再模拟不同拟渗流阻力级差条件下实施流场调整，生产10年对开发效果的影响。

根据模拟结果，绘制拟渗流阻力级差与采出程度提高幅度关系（见图2）。由图2可知，渗流阻力级差越大，即油藏驱替越不均衡，实施流场调整后提高采出程度效果越显著，且相对关系曲线存在明显拐点。即当拟渗流阻力级差＜2.5时，采出程度提高幅度有限；当拟渗流阻力级差＞2.5时，采出程度提高幅度明显。因此，将拟渗流阻力级差＞2.5作为油藏均衡驱替状况的数值模拟指标评价标准。

图2 拟渗流阻力级差与采出程度提高幅度关系

基于上述拟渗流阻力级差研究成果，分别选取河流相典型单元和三角洲相典型单元开展数值模拟研究，模拟拟渗流阻力级差与累积采液强度变异系数和累积采油强度变异系数的相关关系（见图3、图4）。结果表明：拟渗流阻力级差为2.5时，累积采液强度变异系数为0.90，累积采油强度变异系数为1.0。因此，将累积采液强度变异系数＞0.9和累积采油强度变异系数＞1.0作为油藏均衡驱替状况的矿场统计指标评价标准。

图3 拟渗流阻力级差与累积采液强度变异系数关系

图4 拟渗流阻力级差与累积采油强度变异系数关系

3.3 注采现状与均衡驱替匹配性表征指标的评价标准

基于上述6个基础方案，首先采用Tanimoto系数法计算不同注采方案采出程度40%时刻下两场相似度；再模拟不同两场相似度条件下实施流场调整，生产10年对开发效果的影响。

根据模拟结果，绘制两场相似度与采出程度提高幅度关系（见图5）。由图5可知，两场呈现明显的“负向”匹配性关系，两场相似度＞0.6时，两场基本匹配，采出程度提高幅度不显著；两场相似度＜0.6时，两场不匹配，采出程度提高幅度显著。因此，将两场相似度＜0.6作为注采现状与流场匹配性的评价标准。

图5 两场相似度与采出程度提高幅度关系

综上所述，特高含水期流场调整潜力资源筛选评价标准均已实现量化表征，见表2。

表2 流场调整必要性评价依据

4 矿场应用

胜利油田开发单元BB，纵向含油小层发育，层间非均质性强，储层平均渗透率2 070 mD。截至2017年底，标定采收率40.6%，比室内实验测得的驱油效率低20.7%，单控剩余地质储量12.5万吨/口，累积采液强度变异系数1.36，累积采油强度变异系数1.79，两场相似度0.42。2018年实施了以变流线为核心的流场调整：老井改层、转注等完善井网；行列正对注采井网调整为行列交错注采井网，注采流线调整45（°）。实施调整后，综合含水由95.6%下降到94.9%，下降了0.7个百分点；日产油水平由87.7 t/d升至114.8 t/d，增加了27.1 t/d；水驱控制程度由72.9%提高到90.7%，采收率由40.6%提高到43.4%，提高了2.8个百分点，水驱开发效果明显改善。

此外，统计矿场开发单元开发状况指标，与3个维度表征指标的评价标准进行对比分析，明确矿场具有实施变流线调整潜力的开发单元，见表3。

表3 可实施流场调整单元统计

5 结论

特高含水期油藏非均质加剧、高耗水层带发育，基于老井的流场调整成为老油田效益开发的主导开发技术。本文充分考虑流场调整技术内涵，提出了流场调整必要性评价的3个维度（剩余油物质基础、油藏均衡驱替状况和注采开发现状与流匹配性）、各个维度的表征指标以及各指标的评价标准。并依据建立的评价体系，筛选确定了矿场具有调整潜力的开发单元，为特高含水期实施油藏流场调整改善油藏开发效果提供了可靠技术支撑。