中高渗强边水油藏有效控水研究

徐鹏飞郝龙

摘要：某断块为一中高渗层状断垒构造油藏，目前断块采取天然能量开发，能量充足。从生产动态看，断块目前主要存在问题是随着含水上升，单井产油量明显呈下降，最终造成断块递减逐年增大。针对上述问题，在本文中走着提出了几点中高渗强边水油藏有效控水的措施。

关键词：中高渗；强边水；控水稳油

引言

某油田是发育于极浅水三角洲沉积体系的中型常规油油田，主要含油层系为明下段Ⅱ油组，储层孔隙发育。作为海油田首个以水平井一次井网成型开发的边水油藏，油田开发初期获得了较好的开发效果，投产7年采出程度已接近18%。随着油田逐步进入中高含水期，稳油控水难度越来越大。因此，针对该油田地质和开发特点开展提高采收率研究势在必行。

1油田稳产面临的挑战

1.1单砂体精细描述难度大，剩余油表征困难

渤南地区新近系明化镇组主力油层为河湖相交互沉积，储层以分流河道及水下分流河道沉积为主，由于受河道控制，砂体相带窄，河道多级分叉、改道及切割叠置，储层隔夹层发育、非均质性强；主力油层隔夹层的级次、成因机理及平面分布范围不明确。该油田主要是基于单砂体水平井网开发，开发井距大、资料相对较少，缺乏利用水平井资料开展储层精细研究的技术手段，采用常规技术难以实现对储集层的精细描述，为剩余油挖潜带来很大困难。

1.2海上水平井注采井网稳油控水经验不足

水平井注采井网具有投产初期产能高、无水采油期长的特点，但是，一旦见水含水上升速度快，产量递减大。区别于定向井注采井网测试资料丰富、措施类型多样的特点，海上水平井注采井网测试成本高，措施方式单一，往往仅能靠提液实现增油效果。除此之外，控水技术受制于河流相油田的地质复杂性，为优化注水研究带来很多不确定性。如何对类似井网实施有效的稳油控水，海上经验较少，为油田改善水驱效果带来很大难度。

2中高渗强边水油藏有效控水措施

2.1水平井注采井网流场重构的优化注水技术

优化注水的技术关键是确定注水井对其受效油井的分配系数。规则井网往往采用几何平均法计算注采井间的注入量及产量分配系数，不规则井网及联合井网确定产量分配系数往往无标准参考。在综合考虑储层非均质性与油井生产动态变化基础上，本文提出通过流场分析方法，分别对联合注采井网及水平注采井网进行流场重构，使注采分配系数更为合理。

2.1.1联合井网注采分配系数优化

以相控精细地质模型为基础，利用流线模拟器进行开发指标预测，重点拟合现场井间受效情况，拟合油水井的连通情况，通过计算每口注水井注水量平面劈分量，量化油井泄流面积、注水井水驱波及面积，修改配产配注，进一步计算分配系数调整后的井组增油量。

2.1.2水平井注采井网注采分配系数优化

通过水平井注采井网优化，确定了以正线性驱交错井网为最优的布井技术。该井网近似于五点法井网，可实现少井高产的效果，目前已在X油田应用15个井组，水平生产井的产能及地层压力均保持良好。随着开发阶段的延长，注水井的波及系数扩大，流线包含的范围也扩大。油井进入中高含水期时，不同时期五点法井网渗流单元流线示意图表明，注水井主要沿主流线方向不断增加过水倍数，流线包含的范围变化不明显。目前，应用该技术在X油田已累计调整分配系数18井组，累增油14×104m3；油田地层压力自2012年以后稳步回升，为油井进入高含水期后的大幅提液做好了保压准备。

2.2水平井全寿命提液技术

水平井提液措施已广泛应用于许多油田，取得了良好的效果。但因该方法依赖于探井的相渗曲线，加上海上油田探井井数有限，因此，采用探井相渗曲线判断单井提液时机，造成部分单井判断失误。同时，该方法无法准确预测提液增油量，在验证措施实施效果时往往只能粗略计算。本文从不同开发阶段入手，以单井生产动态数据为基础，提出了判断单井提液时机并计算提液增油量的新方法。

2.2.1无水采油阶段提液研究

油井流入动态曲线建立了产量与流压之间的关系，针对水平井流入动态关系，Bendakhlia等用两种三维三相黑油模拟器对溶解气驱油藏进行了深入分析，推导出公式(1)程参数与采出程度的具体函数关系。为了满足求解系数v,n和qomsx的精度及算法优化要求，Bendakhlia模型基础上，引入遗传算法对IPR曲线参数进行回归计算，得到了吻合度较高的拟合曲线，最终获得了油井不同流压与产量的关系曲线。具体计算过程如下表所示：

3结束语

河流相水平井注采井网油田稳油控水技术较好地解决了复杂河流相油田在稳产中面临的几个主要难题。河流相油田河道识别技术将地质研究精细至单一成因砂体层次；利用水平井注采井网流场优化注水技术实现了联合井网注水量平面劈分系数的量化；建立了水平井全寿命提液方法，提液预测精度实现定量化。生产实践证明，本文方法有效指导了河流相油田剩余油挖潜，提高了油田采收率，对于指导该类油藏进一步高效开发具有积极意义。

参考文献

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