注采调整模式研究*

辛卓彤，魏真真，许 晶，彭嘉莹，张 洋，纪亚楠

(山东石油化工学院，山东 东营 25700)

目前，对剩余油分布的分析，主要运用地质、油藏工程、数值模拟和微观研究等方法[1]。在这些方法中，地质方法的主体包括断层分析、微构造分析、测井二次解释、成藏规律预测、岩体物理相、储层流动单元和人工神经网络等。地质方法主要从微构造、沉积相、岩石物理相、储层流动单元、测井曲线与含水饱和度的人工神经网络关系等方面对剩余油的分布进行研究。例如，苏联选用投资少、效果显著的水动力学方法[2]，如鞑靼油区的罗马什金大油田、巴什基里亚油区的杜马兹油田、阿尔兰油田和西西伯利亚的萨莫特洛尔大油田等，对高含水油藏采用水动力学方法，进一步提高了开发的效率成果，有着非常明显的降水增产效果；美国则主要采用加密井网强化采油和关闭高含水井的方法，如德克萨斯油田的如东地区采用了加密井网强化采油和关闭高含水井的方法，在整个德克萨斯油田取得了较好的降水量增油效果。

数值模拟方法以其可视化、偏差较小的优势在高含水油藏中得到发展：一方面，流线模型可以直观地显示油藏在任一时间步下的流线分布规律，为研究油水优势通道提供依据；另一方面，流线模拟结果可以给出任一时间步下的单井注采量分配关系，进而通过计算注水效率，评价水驱的开发结果。利用流线数值模拟技术，在流线调整模式的指导下，通过矢量化注采调整与参数优化，可以改变地层渗流场，使剩余油重新分布，提高注入水波及系数，实现控水稳油效果，并通过可视化的实现，达到节水、环保和智能化的油藏管理目标。

1 剩余油控制因素

影响剩余油控制的因素可总结为两种：地质因素和开发因素。其中，地质因素主要包括储层的非均质性、沉积特征，以及构造特征[3]。

1.1 储层非均质性

储层非均质特征直接影响着流体的地下运动状况。垂向上的非均质差异，造成高渗段注入水突进快，降低了低渗透段的驱替效果而形成剩余油；平面上，同一相带的边角部位物性差，注入水也难以波及而形成剩余油富集区。其中，层间的夹层对剩余油的分布也有较大的影响。由于夹层的渗透率较低，可以使不同的含油储层完全隔离，形成不同的油水运动单元，剩余油主要分布在隔夹层的下部和上部，而隔夹层的下部由于遮挡作用，其调集程度欠佳，因而聚集了部分的剩余油[4]；临近储集层的隔层的上部往往由于下端底水锥进，造成了油气井的含水速率上升加速，因为夹层上部的遮挡作用而形成，从而富集形成剩余油。平面非均质性主要受沉积影响，注入水总是对分流河道这样物性好、渗透率高的沉积相起主导作用，而对低渗区则很难看到注水效果，因而存留大量的剩余油。在开采的过程中，二维非均质性与井网布署、平面注水波及系数和剩余及分布等因素紧紧相连[5]。此外，还有层内非均质性油藏储层内的物性特征对层内的非均质性有很大的影响，主要是渗透率特征对剩余油的影响。注入水注入地层后，首先向高渗部位流动，水淹程度较高，低渗区域则因注水程度相抵较低并且无汇入水的波及导致剩余油大量富集[6]。

1.2 沉积特征

沉积层微相是调节油水平面运动及剩余油平面分布的主要原因[7]。在不同的微相中，由于油水运动规律不同，剩余油分布特征也不同，因此研究不同沉积体系中各沉积微相剩余油分布规律具有重要的意义。

在河道沉积体系中，注入水总是就近进入河道，并沿河道下游方向迅速前进；之后再向河道上游和两侧转移。不管井布置在哪种微相上，注入水都总是如此，形成规律。在河道砂岩体系中，注入水从下部前进，一般砂体层次规律都是由下向上逐渐变细。同层、在同层次中，内上下渗透率差别越大，非均质性越明显，底段水洗也越严重，所以河流砂体属于底部水洗型。滩坝型砂体，如河口坝、边心滩，一般呈现反韵律层序：在重力和毛管力的共同作用下，注入水注入时相对平局稳进，水流推入较慢，水线的淹没厚度大，层内水洗均匀。

1.3 构造特征

在实际开发过程中，构造特征对剩余油分布的影响尤为明显，特别是断层的影响。由于断层的遮挡作用，会使各含油区域相互隔离，形成独立的油水单元，因此，在实际开发过程中，由于不能准确地认识断层，布置井网很容易形成有采无注，或有注无采，甚至无注无采的注采系统，从而使剩余油在断层附近富集。由于断块的断层数目较大，在断层遮挡作用下形成的剩余油分布类型也较为普遍。

1.4 开发因素

在开发的所有因素中，最主要的是注采的完整性，以及该系统与地质布置的合理性。对于砂体分布散、发展不够完整或数量小的油藏，会造成注采井井网调节能力低和剩余油的富集。由于断块的块纵向油层分布集中、层数较多，因此开发过程中均是采用合层开发的方式。这种开发方式有可能造成层间干扰现象较为严重，表现为：渗透率高的油层优先开采、快速水淹，而低渗油层动用程度较低，甚至没有得到动用，从而使剩余油就分布在这些动用程度不高的或没有动用的油层中。

2 流线数值模拟

数值模拟是优化注采调配的有效手段，可提高指导调配效果。崔传智利用油藏数值模拟，建立了实现均衡驱替时不同井组综合含水率时配产配注量图版[8]。流线模拟技术能够将三维模拟模型还原为一系列的一维流线模型，同时还可以进行流体流动计算，具有处理更大数量级数据的计算优势[9-12]。流线能够体现地下油、气、水的流动与分布规律及属性参数的大小。

2.1 矢量化调配总体思路

在合理注采井组分区及注采劈分的基础上，对储层采取非均质的等效处理后，开展流线数模辅助分层矢量化调配。针对注水开发过程中存在的平面矛盾和纵向矛盾，分别从平面上油井调整产液量，纵向上水井分层注水两个角度，将油藏三维方向的流动全部考虑在内，进行综合注采调配[13]。调配依据是根据计算获得不同注采单元的渗流阻力系数，并依据推导获得的渗流阻力与产液量或者注入量的关系式，对注采井组进行定量化的注采调配。

2.2 流线定义以及流线模拟的优势

流线的定义很多，从油藏开发角度来看，流线可以定义如下：流线为流场中线上每一流体质点同一时刻的速度矢量都和它相切的曲线。

流线可以较为直观的显示油井中流体在注入井与生产井之间的整体路线，是流体质点从注入井向生产井自身流动的路线。实质上，水井的注入水前缘到达生产井井底后，在油水井之间形成注采流动通道簇。

将油田开采的多项指标与之前的多项指标比较，将地质数据模型与油藏真实数据无限接近，从而直观可靠的展现了地下油、气、水的流动和分布区域。历史拟合将模拟油藏的注采过程，反映储层中油气水液流的分布规律，并且数值模拟的精确性也直接决定了油藏剩余油计算的精确性和分布的规律[13]。流线数值模拟明确了注采调整研究中流体的流动分布情况，对油藏中剩余油的开采方法的制定与开发方案的调整起到了重要的作用[14]。

3 注采调整模式及应用分析

3.1 模式一：降液与调配相结合

通过对4-8N18井组示踪剂监测显示，平面、层间吸水状况存在一定差异。产出井示踪剂显示，主流线分水系数是分流线的4.8倍，流线固定。针对这一情况采取一定的调整对策：8-217抽稀至5253采油，产液量为 17.6 t/d，产油量为 1.1 t/d，含水率为93.5%。

措施实施之后，效果显著，8N16、9N18的水驱效果变好，日增液 17 t，日增油 1.1 t。

对比4-8N18井组调整前后流场的变化情况发现，原流场存在固定的主流线方向(向4-8-217井供液)，调整后，改变了固定流线流动的现状，提高了弱驱流线分布，因此注水井向各个方向的流动变得更加均衡，波及范围更广。如图1、图2。

图1 4-8N18井组调整前

图2 4-8N18井组调整后

3.2 模式二：增注引效提高控制

注水无法波及到的部分生产井，以及非主力层，主要工作为提高水驱储量有效动用，实施有效提液引效[15]；预计储量动用程度上升14.6%，注采对应率提高27.6%。并且对52层进行措施调整：油井归位2口，转注1口，新水井1口。

通过流线数值模拟图(图3、图4)看出，52层注水无法波及到部分生产井，需要有效提液增加注入量，因此，打新水井4-14-211，油井4-8-219转注，建立新的流线，从而提高了对储量的控制程度。

图3 52层调整前流线图

图4 52层调整后流线图

3.3 模式三：调整注采+封堵高渗层

GO4-13-19井层间注入差异大。2020年5月，实施层间调整：61+2层头死嘴，强化55层注入，对应油井GO4-13-20日增油 0.8 t，产量保持稳定。2020年5月实施层间调整后，61+2层头死嘴，强化55层注入。从流线图(图5、图6)中看出，水井4-13-19对油井4-13-20的注入量明显增强，有效封堵高渗层，强化开采中低渗透层。

图5 调整前55层井4-13-19与井4-13-20的流线图

图6 调整后55层井4-13-19与井4-13-20的流线图

3.4 模式四：细分注水

水井6-30-455注水545561层，吸水剖面解释成果显示，纵向吸水能力不均衡。其中，5455层吸水能力差，61层吸水能力强。6-30-455细分注水，强化5455层注水量(由 53 m3提高到 103 m3)。在实施细分注水后，井组累积增油 220 t，综合含水下降0.4%。

3 结论

在理论分析的基础上，将流线数值模拟应用于高含水油藏的开发开采中，并通过注采调配提高采收率，进一步提高开采效率[12]。在总结现有注采配模式及见效特点基础上，研究多指标的注采调整模式，通过对油藏的地质特征，以及流体特征、渗流物理特征的分析，得出：①通过控制剩余油因素寻找剩余油的富集区，重新划分井网系统，以增强对剩余油控制；②对现有的注采调配模式开展研究，总结形成了注采调配模式及见效特点；③优化流线数模辅助矢量化注采调配策略，确定注采调配方向和策略，实现油水井动态调配可视化；④以油藏数值模拟结果为基础，实现油水井注采调配的矢量化，提高注采调配见效率。