郭军辉，朱丽红，曾雪梅

张兴德，吴忠臣，金艳鑫

(中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712)



喇萨杏油田特高含水期调整潜力评价方法研究

郭军辉，朱丽红，曾雪梅

张兴德，吴忠臣，金艳鑫

(中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712)

[摘要]对于注水开发的非均质砂岩油田，只有搞清注采井网的完善程度和剩余油的分布状况，才能有针对性地采取挖潜措施，提高油田开发水平。针对喇萨杏油田非均质严重、开发时间长、含水率高的特点，首先在检查井资料分析的基础上，明确了影响特高含水期剩余油形式的两大主要因素；其次以精细地质研究和渗流理论为基础，提出了基于井间非均质性的注采关系定量评价方法；最后将注采关系与剩余油评价结果相结合，发展了特高含水期的10类剩余油潜力类型和4种调整潜力的快速评价方法。提出的方法具有操作简便、人为影响少的优点，可广泛应用于水驱砂岩油田的剩余油潜力类型及挖潜措施的研究。S开发区B1区块的评价表明，特高含水期以零散的注采不完善型剩余油为主，挖潜措施主要是堵水和压裂，现场实施取得明显的增油降水效果。

[关键词]水驱；注采关系；剩余油；潜力类型；挖潜措施；喇萨杏油田

剩余油研究是贯穿油田开发始终的一项基础性工作。喇萨杏油田经过50多年的注水开发，目前已全面进入特高含水、特高采出程度的“双特高”开发阶段，剩余油分布总体呈现“整体零散，局部富集”的特点[1]。截止到2014年底，喇萨杏油田可采储量采出程度达到86.4%，仍有很大一部分剩余可采储量需要在特高含水期开发。面对油田含水率和开采成本逐年升高、国际油价不断下降的实际，有必要深入研究喇萨杏油田特高含水期的剩余油分布规律及有效的开发调整对策，进一步开展精细水驱挖潜，推动油田开发水平的持续提高。笔者在喇萨杏油田剩余油影响因素分析和油水井注采关系评价方法研究的基础上，提出了一套以人机交互为基础的剩余油潜力评价和调整措施优选方法，极大提高了开发调整对策制定的针对性和效率，对水驱开发油田高效开发和调整具有很好的借鉴意义。

1喇萨杏油田剩余油影响因素分析

剩余油的形成与分布十分复杂，从水驱采收率的角度来看，采收率越高，剩余油越少；而采收率是驱油效率和体积波及系数的乘积。体积波及系数主要受控于油藏非均质性与注采状况，其中平面波及系数受控于平面非均质性与注采状况，厚度波及系数则取决于层内的非均质性与注采状况。驱油效率的主要控制因素有储层的孔隙结构、相渗特征、储层润湿性、油水黏度比以及注入倍数等。因此，油藏的非均质性和开采的非均匀性是导致油藏非均匀驱替的两大主要因素。

1.1地质因素

地质特征是决定剩余油分布的内在因素。喇萨杏油田为大型陆相浅水湖盆河流-三角洲沉积体系，主要发育辫状河、曲流河和水下分流河道3种典型的河道砂沉积，储层非均质性严重。非均质性主要受沉积微相控制，不同沉积微相具有不同的孔渗性、孔隙结构和渗流特征，也具有不同的剩余油分布特征。高含水及特高含水期开发阶段，沉积微相单元对剩余油分布的控制作用主要表现在储层物性的纵横向差异上。在注水开发过程中，注入水总是优先进入物性好的河道，并沿着河道下游方向突进，然后向河道上游和两侧扩展，导致河道边部储层受效程度低，剩余油饱和度较高[1～3]。因此，废弃河道、河间砂、断层等各种遮挡以及夹层、物性等地质因素是形成剩余油的主要内因。

1.2开发因素

对于注水开发砂岩油田，注采井网与油层非均质性的匹配关系是影响特高含水期剩余油分布的主要因素[3,4]，剩余油主要是由于注入水不能有效驱替而形成的。检查井统计结果表明，主流线位置动用最好，滞留区动用较差，主流线上的平均驱油效率最高，达40%左右；滞留区最低，仅为15%左右。不同流线位置时层数比例及水洗状况表明(表1)，主流线的水洗厚度比例为76.7%，非主流线的水洗厚度比例为51.3%，滞留区的水洗厚度比例为35.2%。对于曲流河型砂体，河间砂、废弃河道、断层等变差部位遮挡附近形成的注采不完善区，岩性、物性变差的河道边部以及注采不完善的决口河道中仍存在剩余油的富集区。对于水下分流河道砂体，由于河道砂体规模比较小，呈坨状、透镜状或窄小河道状，其规模一般小于原井网的井距，河道砂体自身很难完善注采关系，只能通过其周围非河道砂来完善注采关系，从而导致注水受效变差，形成剩余油。

表1　不同流线位置时的层数比例及水洗状况表

图1　不同沉积相储层水洗厚度比例与注检距离关系

研究表明，不同沉积微相储层由于渗透率、孔隙结构等的差异导致在相同注水时间条件下注入水的波及范围不同，进而决定了剩余油富集区的不同。河道砂储层厚度大、物性好，渗流阻力相对较小，注入水易沿河道突进，有效驱替半径可以达到300m以上；而表外储层泥质含量高，储层渗透率一般只有10～20mD，渗流阻力较大，注入水很难波及，有效驱替半径只有150m左右(图1)。因此，注采不完善区形成的剩余油是储层非均质性和井网形式共同作用的结果。

2特高含水期剩余油潜力成因类型分析

生产及检查井资料均表明，喇萨杏油田进入“双特高”开发阶段以后，纵向上几乎层层见水，平面上局部剩余油相对富集。从影响剩余油分布的地质和开发因素看，剩余油富集区主要是由于井网形式和储层非均质性不匹配等原因造成的注采不完善形成的。为了深入研究剩余油潜力的成因类型，必须开展油水井注采关系和剩余油分布的系统评价。

2.1注采关系评价

注采关系评价是注水开发油田动态分析和调整潜力评价的基础。传统的油水井连通关系的确定多是经过对动静态、测试、试井、井网形式等资料综合分析的基础上手工绘制给出的[5,6]，工作量大，人为影响严重。而容量阻力模型[7,8]则将生产历史用于注采井间连通关系的评价，人为影响小，但目前尚不能用于多层砂岩油田的单层注采关系的评价。

根据水电相似原理和渗流特性，油水井注采关系与渗流阻力直接相关，而渗流阻力则取决于油层的非均质性。河道砂储层渗透率高，渗流阻力低，驱油效率高；薄差油层泥质含量高、渗透率低，渗流阻力大，注入水很难波及，容易形成剩余油富集区；断层则起到完全遮挡的作用，致使注水不受效；尖灭区则起到不同程度的遮挡作用，致使注水受效变差。因此，通过对油水井的距离、油水井的空间分布、油层的非均质性、断层的展布、生产动态等的综合评价，即可给出油水井间的注采关系评价结果。该次研究在已有成果[9,10]的基础上，为量化油层非均质性对优势渗流方向的影响，引入非均质加权系数来表征油水井间的非均质性：

(1)

式中：λ为非均质加权系数，1；n为油水井间的网格数，个；fi为第i个网格的沉积微相值，整数。

储层物性越好，λ值越高；相反储层物性越差，λ值越低。对喇萨杏油田来说，河道砂为1，主体河道砂为2，非主体河道砂为3，表外为4。

非均质条件下单层注采关系评价的具体步骤为：①根据精细油藏描述成果，制定不同沉积微相条件下的最大受效半径图版；②统计不同阶段各井的生产、补孔、射孔、堵水及压裂等情况，筛选出射孔井层；③以采油井为中心，在最大受效半径内搜索相关注水井；④删除有断层遮挡或尖灭区比例过大的注采关系；⑤根据油水井间非均质加权系数对各对注采关系进行综合评价，按评价结果删除次要注采关系。

2.2剩余油分布研究

剩余油分布研究是特高含水期调整挖潜的基础，而数值模拟是应用最为广泛的研究手段。同时，为了进行剩余潜力类型的研究，必须将注采关系评价结果与剩余油分布相结合。方法一是将数值模拟研究的小层剩余油饱和度数字化，然后与注采关系进行叠加，再进一步进行剩余潜力类型的评价。方法二是根据各油水井注采方向上的累计注水量和波及体积估算井间的含油饱和度分布。

为了估算各注采方向上的波及体积，首先用概念模型的流线数值模拟研究了不同注采关系下的流线形态，进而给出了在给定注采关系基础上划分注采单元的近似方法。从概念模型流线数值模拟的结果看，注采单元的分界点多位于2口注水井或2口采油井的中间位置。为了简便，注采单元剖分时采用如下方法：

1)注采单元有4口井(2口油井、2口水井)时，取4口井的坐标平均值作为剖分节点。

2)注采单元有2口油井和1口水井组成时，取2口油井中点为剖分节点。

3)注采单元有2口水井和1口油井组成时，取2口水井中点为剖分节点。

4)注采单元一侧没有节点时，以近似五点法井网外扩，即以油水井连线为斜边的等腰直角三角形作为注采单元的一部分。

对于各注采方向上的累计注水量，可在油水井间渗流阻力系数计算的基础上进行劈分[10]。如果该注采关系从油田开发之初就一直存在，则可进行不同阶段累计注水量的累加；如果是某时间段以后的加密井或更新井，则首先根据该油水井间的饱和度分布和渗流理论估算已有的累计注水量，然后与本阶段注水叠加得到现阶段的累计注水量。最后在累计注水量和波及体积计算的基础上，给出各注水方向上的含油饱和度分布，并在井间进行含油饱和度插值。

2.3剩余油潜力类型分析

对于注水开发油田，剩余油形成的最根本原因是注入水未波及或驱替不充分。因此，按照注入水的波及程度，可将剩余油分为目前井网基本未动用和动用程度低2大类。

对于目前井网基本未动用的剩余油，按照成因可进一步细分为封闭性断层影响形成的断层边部剩余油，注采井网不完善形成的无注无采、有采无注及有注无采型剩余油，砂体发育零散形成的孤立砂体型剩余油等。而动用程度低的剩余油则可进一步细分为由于层间差异严重形成的层间干扰型剩余油，由于平面非均质性差异而形成的平面干扰型剩余油，由于注水井对应层位物性差而导致的吸水差型剩余油，由于采油井储层物性差而形成的物性差型剩余油和由于储层厚度大而形成的层内剩余油等类型。而针对层间干扰、平面干扰、物性差等类型的剩余油，需要根据油田的生产资料及吸水剖面资料进行研究，给出具体的界限标准，然后进行剩余油类型的量化识别。以喇萨杏油田为例，层间干扰的判定条件为该层有效厚度小于0.5m，且上下10m范围内有大于1m的射孔层；平面干扰的判定条件是注采关系线上的非均质系数或注采井距级差大于2；厚油层层内的判定标准为储层有效厚度大于2m；物性差的判定标准为表内储层有效厚度小于0.2m，表外储层砂岩厚度小于1m。以此为基础，按照先注采不完善后注采完善、先好层后差层、先采油井后注水井的原则，结合注采完善程度的评价和剩余油分布的研究，即可量化10种不同类型剩余油的潜力及分布，具体步骤如下：

1)给定界限含水率或含油饱和度并筛选符合界限要求的井层及网格，以该井层为中心，在给定搜索半径范围内筛选相关的油水井注采关系。

2)搜索范围内无注采关系、无射孔注水井且无射孔采油井：无注无采。

3)搜索范围内无注采关系、无射孔注水井且有射孔采油井：有采无注。

4)搜索范围内无注采关系、有射孔注水井且无射孔采油井：有注无采。

5)搜索范围内无注采关系、有射孔注水井或有射孔采油井：孤立砂体。

6)搜索范围内有注采关系、有断层影响：断层边部。

7)搜索范围内有注采关系、无断层、满足厚油层条件：层内。

8)搜索范围内有注采关系、无断层、满足物性差条件：物性差。

9)搜索范围内有注采关系、无断层、满足层间干扰条件：层间干扰。

10)搜索范围内有注采关系、无断层、满足平面干扰条件：平面干扰。

11)搜索范围内有注采关系、无断层、满足吸水差条件：吸水差。

3特高含水期开发调整潜力评价

剩余油潜力评价是特高含水期注水开发精细调整及挖潜的基础，而开发调整潜力则是现有技术条件下的具体措施工作量的评价。在区块注采关系评价、剩余油潜力及成因类型评价、给定技术经济界限的基础上，可进一步开展水驱开发调整潜力的评价，最终给出区块的井网加密调整及注采系统和注采结构调整潜力，为油田的进一步高效开发提供决策基础。

3.1加密调整潜力

经过多年的开发实践，喇萨杏油田建立了“分阶段、多次布井、多次调整、接替稳产”的开发模式[12]。遵循这一开发模式，油田先后经历了基础井网、一次井网加密调整和二次井网加密调整阶段，部分区块又开展了三次井网加密和局部加密调整。为了进行加密调整潜力的评价，必须开展不同开采对象可调厚度的研究，而可调厚度是由经济和技术界限共同决定的。单井控制可采储量界限是确定可调厚度的物质基础。根据盈亏平衡原理，考虑钻井、基建、操作成本、税收、内部收益率等参数后，可用下式得到水驱单井经济可采储量下限：

(2)

式中： NRmin为水驱单井经济可采储量下限，t；SZ为单井钻井完井费用，元/口；SJ为基建费用，元/口；J为原油价格，元/t；Cd为原油成本，元/t；CS为吨油税金，元/t；n为经济开采年限，年；a为贴现率，%；Y为内部收益率，%。

以此为基础，根据区块的具体井网形式及剩余油分布可进一步给出平均的可调厚度经济界限。另一方面，考虑目前的工艺技术水平，加密目的层位之间的隔夹层应大于1m。同时，考虑喇萨杏油田历次调整开发对象的不同，应按照开发调整对象进行逐井逐层的可调厚度筛选，最终结合经济界限给出不同调整对象的可加密调整潜力区。

3.2补孔潜力

补孔是特高含水期精细挖潜的主要手段之一。通过补孔，可以进一步完善局部注采关系，挖掘单层剩余油富集区。因此，补孔的对象主要是注采不完善及断层边部型的剩余油。在注采关系和剩余油分布研究的基础上，首先对剩余油潜力类型进行分类，将潜力类型为无注无采、有注无采、有采无注、断层边部和孤立砂体等的未射孔潜力井层筛选出来；然后按照各井层的含油饱和度，根据相对渗透率曲线得到各井层的含水率，将小于含水率界限的目的层进一步优选出来；再考虑工艺技术水平，确保隔夹层大于隔夹层界限，最终优选出各油井的补孔潜力层位。最后，考虑到不同井网油井开采对象的不同，将各采油井的补孔目的层进行累加，折算有效厚度和大于给定界限的井即为补孔目的井。

3.3压裂潜力

压裂也是特高含水期精细挖潜的主要手段，其主要对象是动用程度较低、注水受效差的储层，潜力类型多为物性差型剩余油。首先给定压裂的含油饱和度或含水率界限、有效厚度经济界限；其次按照各井层的含油饱和度，将符合给定界限的目的层优选出来，并根据注采关系评价结果，剔除注采不完善的井层；然后根据隔夹层情况，确保隔夹层大于界限标准，同时单井产液量小于给定的单井产量界限；最后根据单井压裂潜力层的折算有效厚度是否大于有效厚度经济界限，确定最终的压裂井层。

3.4堵水潜力

堵水是特高含水期控制单井含水率的有效手段之一，堵水的对象主要是全井产液量高、含水率高的井中含水率高的单层。筛选堵水潜力时，首先根据实际生产情况给定堵水井层的产液量及含水率界限；然后根据全井的产液、含水率情况，将单井日产液、含水率大于界限标准且生产能力强(井底流压大于平均流压)的油井筛选出来；最后将该井中单层含水率大于堵水界限、单层产液量与全井产液量之比大于产液比例界限的层筛选出来，即为堵水潜力层。

4应用实例

根据该项研究成果，进一步完善了小层动用状况评价软件，实现了集多种资料于一体的特高含水期动用状况及调整潜力的快速评价，为特高含水期水驱精细挖潜提供了快速可靠的技术手段，目前已广泛应用于喇萨杏油田的注采系统及调整潜力评价中。以S开发区B1区块高台子油层为例，该区块高台子油层共有3套井距为300m的反九点井网，分别是高Ⅰ+Ⅱ油组、高Ⅲ+Ⅵ油组和高台子油层合采。从注采系统评价结果看(表2)，砂岩水驱控制程度达到89.0%，注采系统相对较完善，且以两向受效为主，为43.4%。从含油饱和度较高的剩余油潜力类型分析来看(表3)，剩余油呈现出“整体零散，局部富集”的特点，富集区主要集中在注采不完善、断层边部等注入水波及不到或受效不好的区域，占49.1%；而吸水差、平面干扰等动用差类型的剩余油比例也较大。特高含水期精细挖潜的主要方向，应该是有针对性地完善注采系统，进一步提高注入水的波及范围和波及程度。从开发调整潜力评价结果看，该区块可调厚度为1.1m，小于1.6m的可调厚度经济下限，目前条件下没有全面加密调整的潜力；由于特高含水期剩余油整体较分散，全井补孔潜力井数较小，仅有10口左右，对于这部分注采不完善的剩余油，需要结合井网及层系调整进行挖潜；而压裂和堵水潜力井数较大，分别为54口和140口。以W145井为例，该井压裂15个小层，其中11个小层砂体差、注采不完善、剩余油富集，注水受效差或不受效，压裂后日增油6.0t，含水率下降2.1个百分点，取得了较好的增油降水效果。

表2　S开发区B1区块高台子油层水驱控制程度统计

表3　S开发区B1区块高台子油层不同剩余油潜力类型比例

5结论与认识

在精细地质研究和剩余油形成原因分析的基础上，提出了一种基于井间非均质性的注采关系定量评价方法，并结合剩余油分析发展了剩余油潜力类型和开发调整潜力的评价方法，完成了相应软件的研制，在现场取得了较好的应用效果。

1)油藏非均质性及其与注采井网的匹配程度是影响剩余油分布的2大主要因素，而特高含水期剩余油分布整体零散，但仍以注采不完善类型为主。

2)以精细地质研究为基础，提出了一种基于井间沉积微相的油水井注采关系定量评价方法，实现了非均质砂岩油田油水井注采关系的快速、定量、精细评价。

3)发展了基于注采关系和剩余油评价的剩余油潜力类型及调整潜力评价方法，具有快速、简便、实用的优点，对井网加密调整、注采系统和注采结构调整措施的制定具有很好的指导作用。

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[编辑]黄鹂

Method for Evaluating Potentiality of Reservoir Adjustment in Lasaxing Oilfield during Extra-high Water-cut Period

Guo Junhui, Zhu Lihong, Zeng Xuemei, Zhang Xingde, Wu Zhongchen, Jin Yanxin

(FirstAuthor’sAddress:ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,DaqingOilfieldCo.Ltd.,PetroChina,Daqing163712,Heilongjiang,China)

Abstract:In allusion the characteristics of serious heterogeneity, long development interval and high water cut, on the basis of well data analysis，2 major factors which influenced remaining oil development were clarified in Lasaxing Oilfield. Based on fine geological study and filtration theory, a method for quantitative evaluating the relation between waterflooding and production was proposed based on interwell heterogeneity. The injection -production relationship was combined with the remaining-oil evaluating result, 10 types of remaining oil of potential taping and 4 methods for evaluation were developed.The proposed methods are easy for operation with less human influence, it can be used for taping the potential of remaining oil in waterflooded sandstone reservoirs and for studying measures of potential taping. The result of evaluation in Block B1 of S Development Area indicates that there exists mainly scatteredly distributed remaining oil at extra-high water stage, the potential taping mainly includes water plugging and fracturing, field application obtains evident effects of oil increment and water reduction.

Key words:waterflooding；injection-production relation；type of remaining oil；potential tapping measure；Lasaxing Oilfield

[中图分类号]TE327

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2016)8-0058-06

[作者简介]郭军辉(1981-)，男，硕士，高级工程师，主要从事油藏工程和剩余油研究工作，guojunhui@petrochina.com.cn。

[基金项目]国家科技重大专项(2011ZX05010-002，2011ZX05052)；中国石油天然气股份有限公司重大科技项目(2011E1205)。

[收稿日期]2015-09-25

[引著格式]郭军辉，朱丽红，曾雪梅，等.喇萨杏油田特高含水期调整潜力评价方法研究[J].长江大学学报(自科版),2016,13(8):58～63.