孙 强，石洪福，凌浩川，潘 杰，邓 琪

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

0 引 言

渤海BZ油田为大型窄条带状普通稠油油田，注采井网主要为沿单期河道砂体展布的注采相间的井网。窄条带状油田注采井组内不同注采方向储层物性、注采井距、注水量等因素的差异性往往造成注入水平面驱替的不均衡，影响油田的开发效果[1-2]。水驱开发油田注水实践表明，注入水平面驱替越均衡，水驱开发效果越好[3-7]。目前，以均衡驱替为目标的注采调整方法主要有2类。一类是定性的方法，主要是基于大量矿场实践经验进行产液量调节，该类方法往往缺少定量的、理论上的论证；另一类是定量的方法，主要是基于数值模拟及油藏工程方法对注采井距、注采压差、产液量进行优化调整[8-20]，该类方法主要应用于新油藏方案设计中，对高含水期油藏现有井网下的注采调整难以起到指导作用。针对上述问题，以平面均衡驱替为目标，建立了基于注采连通值均衡化的产液量调整方法。针对窄河道油藏平面水驱不均衡井组，应用该方法指导了生产井进行产液量调节，使注入水实现了均衡驱替，改善了井组的开发效果。

1 注采井间驱替程度表征

为表征注水井各注采方向的驱替程度，引入注采连通值的概念。注采连通值就是某注采方向的累计注水量与水驱石油地质储量的比值，即单位石油地质储量的累计注水量。

(1)

式中：λ为注采连通值；Wi为第i个注采方向累计注水量，m3；N为注采井间水驱石油地质储量，m3。

油水两相渗流条件下，累计产水与累计产油满足以下关系式[21]：

(2)

(3)

式中：c，d为与储层和流体物性有关的常数；μo为油相黏度，mPa·s；μw为水相黏度，mPa·s；Bo为地层油体积系数；Bw为地层水体积系数；Sw为注采井间平均含水饱和度；Swc为注采井间束缚水饱和度；Wp为累计产水量，m3；Np为累计产油量，m3。

注采平衡条件下，得到累计注水量与含水饱和度关系式：

(4)

根据式(4)进一步推导了注采连通值与注采井间含油饱和度的关系式：

(5)

式中：Soi为原始含油饱和度；So为注采井间目前平均含油饱和度。

令：

(6)

式(5)可以简写为：

(7)

根据式(7)得到了注采连通值与注采井间含油饱和度的关系图(图1)。由图1可知，注采连通值越大，注采井间的剩余油饱和度就越低，表明驱替程度越高，驱替效果越好。反之，注采连通值越小，则表明驱替程度越低，驱替效果越差，需要增加注水量，改善水驱效果。

为表征平面水驱的不均衡程度，引入了不均衡系数，即对不同方向的注采连通值求变异系数，见式(8)；不均衡系数越大，表明平面水驱越不均衡。

(8)

图1 注采井间含油饱和度与注采连通值关系

2 平面均衡驱替调整方法

2.1 方法建立

窄条带状油藏进入高含水期之后，由于平面非均质性导致注入水平面驱替不均衡，影响井组水驱开发效果。平面均衡驱替就是使平面上各注采方向含油饱和度或采出程度趋于一致，即保证各注采方向注采连通值趋于一致。其中，计算注采连通值所需的各注采方向的累计注水量可通过示踪剂数值模拟跟踪量化实现。

(9)

(10)

式中：Δλi为注水井第i个注采方向的注采连通值变化量；Qi为注水井第i个注采方向累计注水量，m3；qi为注水井第i个注采方向日注水量，m3/d；Δt为调控时间，d；Ni为注水井第i个注采方向水驱石油地质储量，m3。

注水井各注采方向的日注水量和累计注水量满足以下条件：

(11)

(12)

式中：q为注水井日注水量，m3/d；Q为注水井累计注水量，m3。

由式(10)～(12)联立求解，可得注水井第i个注采方向调整后的日注水量：

(13)

调整前后第i个注采方向日注水量的变化值为：

(14)

对于注采平衡的井组，可以通过调整相应生产井的产液量值Δqi来改变注水井在该注采方向的日注水量，从而实现各注采方向的均衡驱替。

对于窄条带状油藏，注采井间石油地质储量为：

N=whLφSoi

(15)

式中：w为河道宽度，m；h为储层厚度，m；L为注采井距，m；φ为孔隙度。

根据式(12)得注水井第i个注采方向调整后的日注水量为：

(16)

式中：wi为注水井第i个注采方向的河道宽度，m；hi为第i个注采方向的储层厚度，m；Li为第i个注采方向的注采井距，m；φi为第i个注采方向的孔隙度。

由式(16)可以看出，根据注水井各注采方向的河道宽度、储层厚度、孔隙度、注采井距、注水量、调控时间等参数，可以计算得到调整后不同注采方向的日注水量，从而根据式(13)、(14)得到不同方向对应生产井的产液量调整值。

2.2 适应性分析

渤海BZ油田为典型的窄条带状油藏，主要采用注采相间的井网形式，注水井大多对应2口生产井，只有2个注采方向，每个注采方向即为一个注采系统。根据实际地质及流体特征，建立了数值模拟概念模型。模型中设计“一注两采”井网，注水井和生产井均位于河道中部，注采井距均为350 m，注水井注水量为100 m3/d，井组保持注采平衡；模型中河道宽度为200 m，油层厚度为20 m，孔隙度为0.3，油层渗透率为2 000 mD，原始地层压力为16.6 MPa，地下原油黏度为80.0 mPa·s，地层水黏度为0.5 mPa·s，原始含水饱和度为0.25，相渗曲线采用全油田归一化相渗。共设计了不均衡系数分别为0.0，0.2，0.4，0.6，0.8，0.9的6组模拟方案，通过数值模拟方法计算不同不均衡系数下的剩余油饱和度变化。

数值模拟过程中，选取模型运行至5 a时的数据作为各注采方向优化前的初始数据。以调控时间5 a为例，分以下2种情况进行模拟开采：基础方案为生产井保持原有产液量继续生产；调整方案为按照上述方法计算调整后的产液量进行生产。以不均衡系数为0.6的方案为例，数值模拟表明，调控时间结束后，各注采方向的采出程度相同，表明通过调整生产井产液量实现了不同注采方向的均衡驱替，如图2所示。

数值模拟研究发现，随着不均衡系数增大，井组采收率逐渐变低，表明水驱效果变差，井组采收率和采收率增幅随不均衡系数变化情况如图3所示。由图3可知，当不均衡系数较大时，通过调整产液量实现均衡驱替可以改善井组开发效果，提高井组采收率。对于不均衡系数大于0.6的驱替较不均衡井组，通过调整产液量，井组采收率能提高1.5个百分点以上。在对生产井产液量进行优化的同时，也要根据工程条件判断调整后的产液量能否实现，若无法实现则需要改变调控时间。

图2 注水井不同注采方向采出程度变化曲线

图3 井组采收率和采收率增幅随不均衡系数变化曲线

3 实例应用

渤海BZ油田目前已进入高含水期，井组内平面水驱不均衡问题日益突出，同时考虑到海上平台液处理能力的限制，需要对各井组的产液量进行优化，使井组内实现均衡驱替，改善油田开发效果。

利用文中提出的基于注采连通值均衡化思想的产液量调整方法，对BZ油田部分井组生产井产液量进行了优化，以E32井组为例，该井组内注水井受效井有2口，井组不均衡系数为0.7；由于注入水平面驱替不均衡，2口生产井的含水上升趋势差异较大。通过对井组内生产井液量进行优化调整，井组实现日增油量达18 m3/d，井组采收率提高2.2个百分点。

将该研究成果应用到全油田，共指导BZ油田18个井组进行产液量调节，井组平均日增油达16 m3/d，取得了较好的开发效果。

4 结 论

(1) 为定量表征注水井平面水驱不均衡性，提出利用注采连通值对不同注采方向的驱替效果进行表征，同时利用不均衡系数反映井组内平面水驱不均衡程度。

(2) 针对平面水驱不均衡的井组，以均衡驱替为目标，建立了考虑多种因素的产液量调整方法，指导了窄条带状油藏进行产液量调整，取得了较好的效果。

(3) 基于注采连通值均衡化的产液量调整方法还可以用于指导面积井网进行产液量调整，实现平面均衡驱替。