海上K 油田优势渗流通道定量刻画研究

蒋维军，张彩旗，吴东明，姜 晶，杨志成，李 超，王雁萍，党婧文，王鹏润

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459；2.中海油田股份有限公司，天津 300459）

海上K 油田为轻质油，储层非均质性强，开发时间久，经过长期注水开发，油田进入特高含水率期，层内、层间和平面矛盾突出，油水井间形成优势渗流通道，导致大量注入水沿此通道无效循环。为改善注水效果，达到控水稳油的目的，优势渗流通道识别和定量刻画具有重要意义。目前主要的优势渗流通道识别方法有示踪剂法、试井分析法、测井法、取心法和地球化学法，上述识别方法虽然准确高效，但资料难以获取，操作成本高[1-6]。本文结合储层物性参数和动态开发数据建立优势渗流通道定量刻画模型，准确计算出优势渗流通道体积、渗透率、孔喉半径等参数，为优势渗流通道治理提供调堵调驱药剂选择或井网调整提供理论依据[7-9]。

1 优势渗流通道定量刻画

根据渗流力学基本原理，流体流动符合达西定律，流动过程中遵循扩散方程所描述的规律。对于疏松砂岩油藏，由于渗透率高，孔喉半径大，忽略毛管力、地层倾角的影响，控制方程为：

边界条件和初始条件为：

以上是普通的压力传导方程，加上边界条件可以求解任何时刻、任何位置的压力，由于开发中的地层已经不同于初始时刻的地层参数，所以需要调整地层物性参数，如孔隙度、渗透率等。计算不同时刻的压力，与生产中测得的压力对比，求得目标函数值。目标函数定义为：

假设条件：（1）窜流通道中含油饱和度很低；（2）窜流通道形成后注入水主要在窜流通道中流动；（3）窜流通道形成后，把原先单个地层视为窜流通道和原始地层的并联，且无窜流通道部分服从以上渗流模型。

根据油水黏度、有效渗透率计算理论水油比：

式中：Rwoi-理论水油比，无量纲；Krw-水相相对渗透率，小数；Kro-油相相对渗透率，小数；μo-油相黏度，mPa·s；μw-水相黏度，mPa·s。

根据理论水油比和实际产油量，计算形成窜流通道部分的产水量：

式中：qw0-没有形成窜流通道区域的产水量，m3；qwd-形成窜流通道区域的产水量，m3；qws-实际产水量，m3；qos-实际产油量，m3。

根据油藏开发数据计算整体没有窜流通道情况下的理论产水量：

式中：qwl-没有窜流通道时的理论产水量，m3；Kw-水相有效渗透率，μm2；h-油层厚度，m；re-单井控制半径，m；rw-井筒半径，m；ΔP-生产压差，MPa；μw-水相黏度，mPa·s。

计算没有形成窜流通道部分的产量百分比：

式中：Ni-没有形成窜流通道部分的产量百分比。

计算形成窜流通道体积：

式中：Vd-窜流通道体积，m3；V0-单井控制孔隙体积，m3。

计算窜流通道渗透率：

式中：Kd-窜流通道渗透率，μm2；l-油水井距，m。

计算窜流通道孔喉半径：

式中：rd-窜流通道孔喉半径，μm；τ-迂曲度，取值在1.2～2.5，无量纲；φ-孔隙度，小数。

基于上述方法，就可以计算出井间窜流通道占比、窜流通道体积、窜流通道渗透率、窜流通道孔喉半径，定量刻画井间优势渗流通道。

2 海上K 油田优势渗流通道识别

海上K 油田主要油层发育于明化镇下段，该油田主体为夹持在两条次级正断层间的垒块构造。储层为河流相沉积砂体，边底水发育，具有高孔特高渗和非均质性强的特征。油田经过二十余年开发，油田综合含水率为94.8%，采出程度42.2%，是特高含水率、特高采出程度的“双特高油田”。

K 油田NmⅡ-1、NmⅧ-3 小层为主力开发小层，注采井网完善，边底水能量较弱，注水开发起主导作用，本次研究对NmⅡ-1、NmⅧ-3 小层进行定性分析和定量刻画（图1）。

图1 优势渗流通道分析思路图

2.1 优势渗流通道定性分析

由于K 油田水驱开发后没有取心资料，通过该区块新钻井测井水淹特征分析，综合动静态相关参数，采用油藏工程方法定性分析[10-15]。

2.1.1 新钻井水淹特征分析 调整井K20 井2020 年10 月完钻，受邻井K17 井注水波及影响（井距120 m），注入水沿油层底部推进，油层底部水淹特征明显，测井解释含烃饱和度由66.2%降至42.0%，降低24.2 个百分点，测井解释孔隙度由28.0%升至30.7%，提高2.7 个百分点，渗透率由307 mD 升至1 387 mD，渗透率提升幅度近4.5 倍，优势渗流通道发育特征明显。通过对测井曲线特征分析，2021 年新钻调整井K11H1、K15H1井皆表现为底部水淹，水淹厚度比例为24.7%～36.8%（表1）。

表1 调整井水淹特征统计表

2.1.2 水驱过水倍数 水驱过水倍数是指多孔介质中单位孔隙体积内累计通过总水量的体积，反映了储层内部流场强度。水驱过水倍数越大，则水驱路径水洗程度越强，优势渗流通道越发育。

以吸水剖面、产液剖面、示踪剂资料为约束条件，对各井、各小层产出状况进行产量劈分。由于NmⅡ-1、NmⅧ-3 小层主要受注水波及驱动影响，所以注采井间发育优势渗流通道，NmⅡ-1 小层储层发育稳定，注采井网完善，采油井注采见效明显，平面水驱波及程度高，NmⅧ-3 小层注采井网完善，采油井注采见效明显，平面水驱波及程度高。注采井网对后期优势渗流通道的形成与展布有决定性作用。

根据注采见效主流线路径，根据式（14）计算出注采井间主流线水驱波及孔隙体积。由式（15）计算出采油井水驱过水倍数。

式中：R-水驱过水倍数；Qw-通过的总水量体积，m3；PORV-总孔隙体积，m3；L-注采井距，m；d-主流线宽度，m；h-油层厚度，m；φ-孔隙度，小数。

根据计算结果，NmⅡ-1 小层平均过水倍数为12.2，NmⅧ-3 小层平均过水倍数为8.5。

统计注采井间渗透率级差、注采井距、累计采液强度、生产厚度等动静态参数相关性，对优势渗流通道分布规律进行研究，统计结果表明注采井间渗透率级差与水驱过水倍数相关性较一般，但总体趋势为注采井间渗透率级差越小，水驱过水倍数越大；生产厚度与水驱过水倍数相关性较小，分析认为NmⅡ-1、NmⅧ-3小层储层整体连片发育，平面井间渗透率虽有差异，储层平面非均质性强，但原始测井解释渗透率最小在500 mD 以上，整体为高孔高渗储层，平面非均质性并未对优势渗流通道的展布起到决定性作用。而从注采井距与水驱过水倍数相关性来看，注采井距越小，水线推进速度越快，见水后高含水率长期生产，水驱过水倍数大，相关性较好；累计采液强度越大，水驱过水倍数也就越大，注采井间水洗程度就越高，优势渗流通道就越发育（图2～图5）。

图2 注采井间渗透率级差与水驱过水倍数关系图

图3 注采井距与水驱过水倍数关系图

图4 生产厚度与水驱过水倍数关系图

图5 累计采液强度与水驱过水倍数关系图

由于受注采井网控制作用强，经过长期水驱开发，进入高含水率期后注采比加大，油井提液加大采液强度，导致优势渗流通道发育形态均为注采井间发育。

2.2 K 油田优势渗流通道定量刻画

基于上述方法，通过模拟计算，结果显示NmⅡ-1、NmⅧ-3 小层井间注采连通与实际注水见效特征整体吻合，模型计算能够满足研究分析要求（图6、图7）。模拟计算NmⅡ-1 小层注采井间渗透率在2 351～8 842 mD，平均渗透率提高4.2 倍，NmⅧ-3 小层注采井间渗透率在708～9 689 mD，平均渗透率提高3.3 倍（图8）。

图6 连通系数模拟计算分布图

图7 窜流系数模拟计算分布图

图8 注采井间渗透率模拟计算分布图

根据水驱后渗透率，通过式（13）计算窜流通道孔喉半径。NmⅡ-1 小层注采井间孔喉半径分布在16.0～30.2 μm，NmⅧ-3 小层注采井间孔喉半径分布在8.9～31.6 μm，孔喉半径分别扩大2.05 倍、1.82倍。

根据油气储层评价方法，结合油藏实际，将计算得到的窜流通道孔喉半径近似等于平均孔喉中值半径，将优势渗流通道分为三个级别。将孔喉半径≥25.0 μm的优势渗流通道划分为主通道，孔喉半径分布在15.0～25.0 μm的优势渗流通道划分为次级通道，孔喉半径分布在5.0～15.0 μm 的优势渗流通道划分为次次级通道。根据优势渗流通道分级标准，NmⅡ-1 小层发育主通道11 条，次级通道20 条；NmⅧ-3 小层发育主通道3 条，次级通道20 条，次次级通道5 条。

3 K 油田优势渗流通道治理

基于以上分析，认为目标油藏在纵向NmⅡ-1、NmⅧ-3 小层存在优势渗流通道，为了达到稳油控水的目的，需要采用化学驱的方法治理优势渗流通道[16-18]。

3.1 化学驱段塞设计

为了提升化学驱作用效果，需要不断调整化学驱注入过程中的剖面，并且进行多段塞优化，段塞设计见表2。

表2 油藏不同化学驱注入段塞设计表

针对不同段塞设计物模实验，实验温度为70 ℃，水驱至含水率94.0%后注入不同段塞化学驱体系，并进行后续水驱。由实验结果可知，单纯化学驱提高采收率幅度为7.1%，加入前置段塞后，采收率提升幅度逐步提升，采取多段塞前置调剖+化学驱的注入方式，提高采收率幅度最大，提升幅度至11.5%。在后续水驱阶段前加入表面活性剂，提高采收率幅度不大，经济效益比不高，因此，化学驱首推方案3（图9）。

图9 不同段塞设计采收率测定结果

3.2 方案评价及指标预测

数值模拟以0.40 PV 注入量，1 000 mg/L 的注入浓度，0.06 PV/a 的注入速度，注采比1.0 为基准，以吨剂增油量和提高采出程度为指标，对比不同段塞方案（方案1：0.40 PV 化学驱段塞+水驱；方案2：0.02 PV 前置段塞+0.38 PV 化学驱段塞+水驱；方案3：0.02 PV 前置段塞+0.04 PV 化学驱段塞+0.02 PV 调节段塞+0.32 PV化学驱段塞+水驱；方案4：0.02 PV 前置段塞+0.04 PV化学驱段塞+0.02 PV 调节段塞+0.30 PV 化学驱段塞+0.02 PV 表面活性剂驱+水驱）开发效果。预测20 年，对比发现方案4 的吨剂增油量最高，提高采出程度最高，开发效果最好，在相同药剂总量的基础上，方案3 提高采出程度增幅最大，相比基础水驱方案提高采出程度8.55 个百分点，最终优选方案3。

4 结论

（1）根据渗流力学原理推导出优势渗流通道描述方法，利用相对渗透率曲线推算出井间窜流通道占比、窜流通道体积、窜流通道渗透率、窜流通道孔喉半径，定量刻画井间优势渗流通道。

（2）应用研究成果对K 油田优势渗流通道定量刻画，由此得出NmⅡ-1 小层注采井间渗透率在2 351～8 842 mD，孔喉半径分布在16.0～30.2 μm，发育主通道11 条，次级通道20 条；NmⅧ-3 小层注采井间渗透率在708～9 689 mD，孔喉半径在8.9～31.6 μm，发育主通道3 条，次级通道20 条，次次级通道5 条。

（3）根据生产动态参数、测井数据对海上K 油田优势渗流通道定性分析，得到油田优势渗流通道发育方向，验证了该方法的准确性。

（4）在优势渗流通道定性分析、定量刻画的基础上，设计化学驱治理方案，设计化学驱注入段塞并优化注入量，模拟计算得出注入0.02 PV 前置段塞+0.04 PV化学驱段塞+0.02 PV 调节段塞+0.32 PV 化学驱段塞+水驱方案最优，较基础水驱方案提高采出程度8.55 个百分点。