浅水三角洲储层水驱波及系数定量评价

2023-11-13侯亚伟许万坤李媛婷

复杂油气藏 2023年3期

刘超，侯亚伟，李林，许万坤，李媛婷

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

波及系数是影响水驱油田开发效果的重要因素，储层分布特征、渗透率变异系数、水油流度比、地层原油黏度等是影响波及系数的重要因素。在油田开发方案和综合调整方案的研究过程中，根据油田储层特点，定量化研究水驱波及系数可以为划分开发层系和优选注采井网提供有力支持，但是由于河流相储层的复杂性，使得波及系数的计算非常困难。例如，渤海湾浅水三角洲沉积的薄互层油藏具有横向变化快、非均质性强、纵向上多层叠置的特征，一次井网难以建立高效的注采关系，有必要开展薄互层油藏沉积储层的水驱开发规律定量化研究，以指导注采井网部署和层系划分。但是前人［1-3］对该类油藏波及系数的研究中，缺乏对此类储层平面非均质性变化和纵向分布特征对波及系数影响的考虑。国内外文献也罕有专门针对复杂河流相储层水驱开发波及系数的深入研究。

1 浅水三角洲储层沉积特征及调整前的开发状况

进入二十一世纪以来，渤海湾盆地勘探开发的步伐逐步加快，在渤海湾渤东区域的明化镇组下段和馆陶组发现了相当规模的浅水湖盆沉积。浅水三角洲作为重要的储油地质体就发育在渤海湾浅水湖盆的大型河流入湖处。根据渤海湾已有的资料统计，目前渤海湾已发现的新近系油田中，以河流相为主的油田有8 个，以浅水三角洲为主的油田有13 个。这些油田绝大部分采用的是水驱保压开采的方式，而且很多油田已经到了第一次综合调整的关键时期，搞清楚水驱波及情况对指导剩余油分布的研究意义重大。由此可见，基于浅水三角洲储层特征定量化研究其水驱波及系数和分层系开发技术界限，对渤海湾油气田的开发调整具有非常现实的意义［4］。

渤海湾发育的浅水三角洲前缘沉积微相包括河口坝、水下分流河道、前缘席状砂、分流间湾等。受河流的控制作用，砂体往往顺流向呈枝状展布，平面形态呈现出坨状、网状、枝状分布，砂体宽度不等，宽厚比在100 左右，具有较好的延伸性和连通性［5］。

受上升型中期基准面旋回的控制，浅水三角洲沉积垂向层序呈现退积型序列，即自下而上单层砂岩厚度减薄、泥岩加厚、砂泥比降低的特征，代表了可容纳空间增加、水体面积不断变大、三角洲逐渐向陆地迁移的过程。自下而上，单砂体厚度规模和展布范围逐渐变小，连续性变差。

例如渤海湾PL 油田［6］主力储层发育退积型沉积序列，自下而上，按照砂体平面分布形态分为辫状河道型（I 类）、辫状河与曲流河共生/转换型（Ⅱ类）、枝状三角洲型（Ⅲ类）三种沉积样式。

辫状河道型砂体分布最广，平面呈现宽条带状，剖面中间厚，向两侧逐渐或突然尖灭，宽厚比100～120左右（见图1a）；辫状河与曲流河共生型砂体分布较广，平面呈现宽条带状与窄条带状共生，剖面中间厚，向两侧逐渐或突然尖灭，宽厚比大约100 左右（见图1b）；枝状三角洲型砂体平面多呈窄条带状，剖面具有中间厚，两侧均匀减薄的特点，其宽厚比通常约80（见图1c）。

图1 浅水三角洲沉积相

浅水三角洲沉积的薄互层砂体主要发育在分流河道中，层数多，储层薄，泥质隔层厚，显示出“泥包砂”的总体形态。分流河道砂体物性分布规律受砂岩厚度、微相单元的分布影响，储层物性平面变化剧烈［7］。实钻井资料充分表明了浅水三角洲储层分布具有平面变化大、纵向差异大和砂泥互层的特征。

由于浅水三角洲油藏纵向砂泥薄互层分布多和平面砂体展布变化大，该油田一次井网注采连通率仅61%，开发中面临注采受效差、层间矛盾加剧、水驱动用程度低等问题，在调整前油田综合含水率85%，采出程度17.8%，预期最终采收率仅26%。因此，亟待对水驱波及系数进行深入分析，量化砂泥薄互层分布和平面砂体展布变化对波及系数的影响，并通过优化调整油田开发策略，改善油田开发效果。

2 考虑砂泥互层特征和几何形状的波及系数校正

浅水三角洲储层受沉积微相控制，储层呈现砂泥薄互层分布状态，以及砂体的平面分布形态、规模、连续性的变化非常剧烈，直接影响水驱波及系数的提高，进而对油藏的水驱开发效果影响较大。

前人对波及系数的研究通常以流度比、渗透率变异系数和水油比为主要影响因子［9-11］，而没有考虑浅水三角洲储层在纵向上的厚薄储层间互分布特征和储层平面上的变化特征。

谢尔卡乔夫公式是普遍应用于井网密度和采收率关系的成熟公式，陈元千等人［12-15］将其进行推导得到平均井控面积与波及系数之间的关系：

式中：Ev为水驱体积波及系数，f；K为储集层空气渗透率，10-3μm2；μo为地层原油黏度，mPa·s；WS为平均井控面积，hm2·口-1。

针对薄互层油藏，在陈元千基于谢尔卡乔夫推导的水驱波及系数公式基础上，开展水驱波及系数校正研究，并首次提出水驱波及系数的薄层比例校正因子z。该因子基于浅水三角洲沉积储层的砂泥互层分布特征得来，是薄层所占储层总厚度的比例对水驱开发效果的影响因子（见图2）。利用一系列油藏数值模拟和油藏物理模型，采用统计法得出不同薄层比例对应的校正因子。薄层在整个井段中占的比例越大，校正因子就越小，进而使得波及系数越小。

图2 PL油田薄互层油藏注采对应率校正因子应用图版

式中，z为水驱波及系数的薄层比例校正因子；R为薄层厚度占储层总厚度的比例，%。

受沉积条件的影响，PL油田储层分布形态不规则，储层在连通的情况下形态各异，一套储层可以由单个或多个砂体组成，均影响井网控制程度和储量动用。

目前没有定量的表征储层发育形态与储量动用程度的计算方法和技术，因此基于油田储层实际展布形态、提出了定量描述储层形态的综合几何形状因子CTM。创新建立了基于综合几何形状因子的储量动用表征方法（见图3）。形状因子越大，储量动用程度越高，近似线性关系，表明综合几何形状因子可作为影响动用程度的关键因素（指标）。

图3 综合几何形状因子对动用程度的影响

式中，CTM为储层综合几何形状因子；Ai为砂体的面积，km2；Pi为砂体的周长，km。

把公式（2）和公式（3）代入公式（1），并考虑渗透率非均质性，经过公式变换，得出薄互层分布和砂体形态校正后的体积波及系数计算公式（4）。

式中，Vk为纵向渗透率变异系数；n为砂体个数。

3 利用波及系数公式优化井网井距和层系划分

利用上述波及系数定量表征计算式，结合本文第1 章对浅水三角洲储层特点的分析，将储层参数代入波及系数计算公式，形成了渤海湾PL油田不同注采井距和渗透率变异系数下的波及系数评价图版，从图4可以看出：1）I类储层对井距敏感性较弱，Ⅱ、Ⅲ类储层对井距敏感性强；2）受薄互层油藏储层特征的影响，注采对应率和渗透率变异系数对平面波及系数影响较大［16-18］。平面渗透率变异系数越大，波及系数越小；注采对应率越低，波及系数越小。推荐Ⅰ类储层注采井距250～300 m；Ⅱ类储层注采井距150～200 m；Ⅲ类储层注采井距100～150 m。

图4 渤海湾PL油田薄互层油藏平面波及系数应用图版

渤海湾PL 油田纵向上发育47 个小层，跨度达到500 m，小层数量多，油层跨度大，储量规模大，是典型的薄互层油藏，各层之间储层类型和流体性质差异大，早期采用一套层系大井距多层合采的开发方式［19-20］，开发过程中层间干扰严重，仅依靠动态监测资料已无法满足开发调整层系划分的需求，利用本文计算公式，对薄层比例、渗透率级差、黏度级差、压力级差进行敏感性分析，对不同的层系划分方案进行对比，提出渤海湾PL油田层系划分的技术界限（见图5）：即薄层与厚层的厚度级差小于0.6 左右、渗透率级差小于5 左右、黏度级差小于3 左右和层间压力级差小于1.2 左右（为便于开展剩余油研究，采用波及系数差异来表达与完全均质的理想情况下波及系数的减少量）。

图5 渤海湾PL油田薄互层油藏分层系开发技术界限图版

4 应用效果

在浅水三角洲储层精细刻画的基础上，充分运用本研究成果，采取了一系列调整措施：

（1）纵向合理划分开发层系。利用本文研究成果对47 个小层进行技术界限论证，划分了3～5 个开发层系，层间压力差异从调整前的1～3 MPa减缓为调整后的小于1 MPa，纵向波及系数明显提高。

（2）平面上优化注采井距和注采井网。一方面针对不同的储层类型制定不同的注采井距，Ⅰ类储层注采井距250～300 m；Ⅱ类储层注采井距150～200 m；Ⅲ类储层注采井距100～150 m。另一方面，在储层沉积微相认识的基础上，利用本研究成果优化部署注采井网，增加必要的注水井点。从早期的九点井网逐步转化为排状注水与五点井网相结合。如图6 所示，为提高水驱波及系数，优化调整井V61H 井的位置，将其部署在心滩有利部位，同时增加C07ST01注水井点，并转注D17井，利用稳定河道控制D05和D17注水推进，实际投产后效果很好，调整井日产油80 t，含水率长期稳定在70%左右。