纪文静 （中石化胜利油田分公司胜利采油厂，山东 东营257051）

水驱开发效果与压力场、温度场、应力场变化密切相关，压力场、温度场和应力场的变化受储层发育状况、油水井连通状况、历史生产情况等因素影响。针对矢量化调整后单元存在的主要矛盾，通过对储层发育状况、历史生产情况和压力场变化情况进行分析，认识单井流线分布规律，提出单元流线分布的特点，并对影响单元流线分布的因素进行分析，为单元下一步注采调整提供依据。

1 单元开发简介

胜坨油田二区沙河街组二段9砂组 （Es92）位于胜坨油田东部穹隆背斜构造的西南翼，北面、东面分别被7号、9号断层所切割，西南部与边水相连的扇形断块油藏。单元油藏构造简单，地层平缓，倾角2～5°，地层自东北向西南由高变低，没有明显的构造起伏，单元含油面积1．55km2，平均有效厚度4．5m，地质储量139×104t。

1．1 实施调整后井网完善

至2010年8月之前Es92一直与沙河街组二段10砂组 （Es120）合采，9月开展矢量化调整，实施层系细分，2011年10月单元矢量化井网和水质改善工作完成，解决了层间干扰对单元开发的影响。Es92的井网状况得到有效改善，单元的注采对应率和水驱控制程度均达到100%，其中三向以上注采对应率达到86．4%，完善水驱控制程度达到70．02%。

调整后Es92水井注水状况改善，油水井间形成了动态行列式注采井网。单元呈现油井液量上升、油量上升、含水率稳定，能量恢复的开发形势。

1．2 单元存在问题

实施调整后，单元地层能量在逐渐恢复的过程中，地下流场发生改变，油井的含水、能量呈现不同的变化特点。位于单元中心部位的油井排列因双向对应，液面回升较快，含水率上升也较快；而靠近边部及断层部位液面恢复相对较慢。这表明井网完善后，单元的平面矛盾是制约单元水驱开发的主要问题。

2 单元流线认识

以2－0－104 井 为 例，该 井 位 于单元顶部断层附近，对应4口注水井。2－0－104井1999年9月至今一直单采Es92的1～2小层。2011年10月Es92水质改善加强注水后，地层能量由1382m 快速恢复到354．4m，含水率由83．16%上升至92．17%。Es92标定采收率38．9%，井区采出程度28．5%，可排除由于采出程度过高引起含水率上升，综合分析导致2－0－104井含水率上升的原因是注入水突进。

图1 渗透率等值图

图2 厚度等值图

2．1 单井流线认识

2－0－104井对应注水井中，东侧 的2－0N802 井、2－0XN140 井 处于渗透率较高部位向相对低渗部位注 水；西 侧2－0C165 井、2－0－278井处于的渗透率较低部位向高渗部位 注 水 （图1）。2－0N802 井 和2－0XN140井是渗透率主流线方向。

2．1．1 厚度对流线影响

2－0－104井生产Es92的1～2 小层，层内矛盾不突出。对应的注水井 中，2－0－287 井、2－0XN140 井 位于厚度相对较小部位注水，2－0C165井、2－0N802 井 处 于 厚 度 较大的有利部位注水（图2）。2－0C165井和2－0N802井是厚度主流线方向。

2．1．2 历史生产情况对流线影响

2－0－104 井 累 计 产 油 量0．7742×104t， 累 计 产 液 量4．5753×104t。对 应 注 水 井 中，2－0－287井和2－0C165井一直单注Es92的1～2 小层，累计注水量8．5×104m3；2－0N802 井、2－0XN140 井所处部位历史注水量较少，累计注水量仅为4．5×104m3。根据历史生产 情 况 分 析，2－0－287 井 和2－0C165井 是 历 史 主 流 线 方向（图3）。

图3 历史流线分布图

2．1．3 压力状况对流线影响

Es92水质改善后，地层能量得到补充，油水井井底流压都大幅回升，油水井间压力差下降，平面压力传导梯度下降。在注水初期，油水井间压力梯度较高是形成流线的有利条件，但是压力梯度长期较高，说明油水井间连通状况较差。此次分析排除2－0－104井与其他油井间、井组注水井与其他井组油水井间压力梯度的影响，2－0－104井对应的水井中，位于断层附近的2－0C165井压力差及压力梯度下降较大 （表1），说明该井与水井连通状况改善，是压力梯度的主流线方向。

表1 水质改善前后单元油水井间压力变化情况

2．1．4 主流线确定

2－0－104井 流 线 分 布 情 况 如 下：主 要 影 响 注 水 井 为2－0C165 井，次 流 线 方 向 为2－0N802 井、2－0XN140井和2－0－287井。

根据该井区动态调整和示踪剂资料，验证流线方向与分析认识的流线方向一致。因此，减少主流线方向注水，降低主流线方向压降梯度，加强次流线方向注水，对应油井含水率下降。

2．2 单元流线认识及分布规律

根据动态调整及示踪剂等测试资料验证，单元41条油水井对应关系中，已形成12 条明显流线，11条与通过流线认识得出的主流线方向相符。单元流线主要分布在储层发育较好的油水井间，流线方向大都与单元储层物源方向平行，即垂直构造线方向。由于单元平面构造平缓，流线中有7条由构造低部位指向构造高部位，说明构造高差在单元流线形成过程中影响较小。

3 影响单元流线的因素分析

对单元的流线资料进行统计分析，通过已形成的主流线与主流线形成因素之间对应关系，找到影响主流线形成的主要因素。

3．1 储层渗透率与主流线关系

在与储层渗透率相关的13条主流线中，水井位于高渗部位向低渗部位注水形成主流线的10条，占76．9%，容易形成主流线；相对均质部位的油水井间形成3条，占23．1%，是形成主流线的次要因素；而低渗部位向高渗部位形成主流线为0，说明较难形成流线。

3．2 储层厚度与主流线关系

在与储层厚度相关的12条主流线中，由水井所处部位厚度大、油井所处部位厚度小形成主流线6条，占50%，是主要影响因素；油水井厚度差异较小的部位次之，形成5条，占41．7%，是次要影响因素；而水井位于厚度较小部位注水，油井位于厚度较大部位形成主流线只有1条，占8．3%，说明较难形成流线。

3．3 历史流线与主流线关系

现状油水井间的主流线中，有83．3%与历史主流线方向相符。单元通过加强注水后，历史次流线上也会形成主流线。但是历史上无明显流线，累计注入量较小，动用状况较差的部位较难形成流线。

3．4 压力传导梯度与主流线关系

油水井间压力差梯度较大，是形成流线的有利条件，但是仍受到储层发育状况的影响，压力传导梯度过大也是储层不连通的表现。压力传导梯度过低，不利于形成流线，在已形成流线的部位压力传导梯度过低是水窜的表现 （例如2－0C165井）。结合单元储层发育状况与动态调整认识分析，主流线基本分布在压力传导梯度在0．05～0．07MPa／m 之间的流线方向；当压力梯度小于0．03MPa／m 时，因需要克服毛细管力、重力等因素影响无法形成流线。

表2 影响因素汇总表

经过验证的主流线中与渗透率主流线相符的占58．3%，与厚度主流线相符占16．7%，与历史流线相符占33．33%，与压力传导主流线相符占66．7% （表2）。渗透率、历史流线和压力传导梯度是影响主流线的主要原因。

4 几点认识

1）实施矢量化井网调整后，沙河街组二段9砂组水驱控制储量和井网状况都得到较好改善。但是在静态完善的注采井网下，地下流场的再造和水驱开发效果的改善受储层发育、历史生产情况和压力场变化等因素影响。

2）水井位于渗透性好、储层厚度大的有利部位注水比较容易形成流线。影响流线的因素中厚度、历史流线、渗透率和压力传导梯度对单元主流线的影响作用依次增加。

3）注水开发过程中，油水井间压力梯度较高是注水初期形成流线的有利条件，开发过程中压力梯度过小说明存在水窜的危险，合理控制油水井间压力梯度是改造流场的有效途径。单元主流线的压力梯度基本在0．05～0．07MPa／m 之间。

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