特高含水期基于渗流阻力的注水层段重组及配注界限确定方法

2022-12-03成晓君

大庆石油地质与开发 2022年6期

成晓君

（中国石油大庆油田有限责任公司第四采油厂，黑龙江大庆 163511）

0 引言

多层水驱开发油田一般主要采取分层注水的方法减少层间矛盾，目的是实现注水层段内各小层均匀驱替。对分层注水优化方法的研究［1-8］目前主要是从储层静态特征和开发动态特征两方面来考虑，优化分注层段级段数、层段组合方式、分层配注量等，从定性发展到定量，充分结合矿场动态监测资料，既有油藏工程方法，也有油藏数值模拟技术和统计理论方法，取得了较多成果，并得到了较好的现场应用。层段组合一般考虑的主要因素是水井静态指标，包括射开小层数量、射开砂岩厚度及小层渗透率变异系数。但经过多年注水开发后，储层非均质特性发生变化的同时，流体特性也发生了一定的改变，不同注水层段间的动用差异和含水差异逐步变大［9-12］，且出现注水压力逐年升高、地层压力逐渐下降等问题，尤其当油田进入特高含水期（含水率大于90%）后，这些变化直接影响了分层开采效果。因此，为了更精确地制定特高含水期分层注水方案，需要建立一种新的层段组合及配水方式，达到不断提高特高含水期储层动用程度从而改善油田开发效果、提高采收率的目的。

1 渗流阻力基本概念

由于储层中流体的流动方向受储层非均质性、油水井间井距、有效连通程度等因素的影响，以往层段重组和配注方法主要考虑储层静态参数，而动态参数的变化需要依靠人工经验分析，不能基于动静结合的定量方法来确定层段组合及配注界限。因此，在原有分层注水的方法上，建立了基于渗流阻力［13-15］的层段重组和配注界限确定方法，以改善油井的产液、含水情况，达到减缓产量递减、控制无效注采的目的。

渗流阻力是指在多孔介质中对流体在其中流动的阻力，在油田开发中通常用其表征流体在地层中流动的能力。储层间渗流阻力的差异是合采合注造成层间干扰的根本原因，因而通过分层注水来实现不同油层间的均衡驱替，是解决层间矛盾的主要技术手段［16-19］。渗流阻力的大小反映了流体在储层中流动能力的大小，还包含了对油水井间距离、砂体接触面积等因素，具备多因子判别的性质，因此可将其作为流体在层间及平面流动方向的评价标准。

2 渗流阻力计算方法

2.1 理论计算方法

根据达西定律，由两相流达西公式，可导出渗流阻力公式，对单层单个注采方向上的渗流阻力进行积分计算，可以得到主流线渗流阻力计算公式［9，19］。

两相流达西公式为

式中：Q——产油量，t/d；K——绝对渗透率，10-3μm2；A——渗流面积，m2；Kro——油相相对渗透率；Sw——含水饱和度，%；μo——原油流体黏度，mPa·s；Krw——水相相对渗透率；μw——水流体黏度，mPa·s；Δp——注采压差，MPa；L——注采井距，m。

渗流阻力公式为

式中R——渗流阻力，Pa·s/（μm2·m）。

主流线渗流阻力公式为

式中：Ri——主流线渗流阻力，Pa·s/（μm2·m）；d——油水井距，m；rw——水井半径，m；x——油水井间任一点距离水井的距离，m；K（x）——x处的渗透率，10-3μm2；h（x）——x处的砂岩厚度，m。

通常情况下，水驱油过程中渗流阻力是随着饱和度变化的，且存在着最大值；在储层渗透率和注入速率相同的条件下，油相黏度越大，最大渗流阻力越大；在油相黏度和注入速率相同的条件下，储层渗透率越低，最大渗流阻力越大；在储层渗透率和油相黏度相同的条件下，注入速率越高，最大渗流阻力梯度越大。

2.2 矿场近似计算方法

受矿场实际的参数取值及求解方法等限制，渗流阻力一般可采用近似方法计算。注水井单层到任一方向，受效井的任一点流动阻力公式为［9］

计算油水井间渗流阻力公式为

为简化计算，采用近似梯形面积的方式计算得

计算单层多个注采方向的渗流阻力，假设水井单层有n个受效井，依据水电相似原理，则该层综合阻力值R，相当于多个方面渗流阻力并联，因此可依据电路原理计算并联后综合阻力，公式为

3 注水层段优化重组机理

在明确渗流阻力与储层沉积相接触模式相关性分析基础上，量化单层的渗流阻力与吸水强度、层段的渗流阻力变异系数与层段内砂体动用比例，从而确定注水优化重组层段。

3.1 沉积相接触模式与渗流阻力关系

通过数值模拟软件计算连通油水井间主流线渗流阻力，通过对注采两端不同沉积相接触模式与渗流阻力相关性的分析，渗流阻力对油水井间连通性具有较强的表征性。由图1可以看出，随着储层物性由好变差，渗流阻力由低到高。当注水端砂体沉积相类型不同时，层段渗流阻力分布趋势与砂体物性相吻合；即随着外前缘、内前缘、泛滥分流平原相逐渐变好，层段渗流阻力变化由高到低；当注水端砂体沉积相类型相同时，层段渗流阻力分布趋势与采出端砂体物性相吻合即随着储层由决口席状砂、天然堤、曲流河道砂差变好，渗流阻力变化由高到低。

图1 沉积相接触模式与渗流阻力关系Fig.1 Relationship between contact pattern of sedimentary facies and flow resistance

3.2 层段优化重组两项指标及分级

根据监测资料与渗流阻力计算结果相关性分析（图2），单层的渗流阻力与吸水强度、层段的渗流阻力变异系数与层段内砂体动用比例存在较强的负相关性［9］。当渗流阻力大于10 Pa·s/（μm2·m）时，吸水强度低于5 m3/（d·m）；当渗流阻力小于2 Pa·s/（μm2·m）时，吸水强度绝大部分大于5 m3/（d·m），渗流阻力越小，油层吸水能力越强，反之越弱。因此，渗流阻力越大，储层可动用难度越大，渗流阻力越小，储层可动用性越好。

图2 渗流阻力与吸水强度关系Fig.2 Relationship between flow resistance and water injection intensity

由图3可以看出，当渗流阻力变异系数小于0.55时，动用比例可达到60%以上；当渗流阻力变异系数大于2 时，动用比例低于40%。渗流阻力变异系数越小，表明层段内各层吸水能力越相近，越接近均匀动用；渗流阻力变异系数越大，层间干扰越严重，越容易出现单层突进。

根据图2和图3考虑层段内层间干扰因素，将不同渗流阻力与层段渗流阻力变异系数关系进行分级（表1）。渗流阻力越小，表明油层吸水能力越强，反之越弱。据此将层段分为3 个类型：Ⅰ类层段层间差异大，易突进；Ⅱ类层段层间差异小，动用相对均匀；Ⅲ类层段低动用层比例较大，对应的大多是表外层，整体难动用，应满足启动压力条件。

图3 渗流阻力变异系数与砂体动用比例关系Fig.3 Relationship between variation coefficient of flow resistance and sandbody producing proportion

表1 渗流阻力与层段渗流阻力变异系数分级Table 1 Classification of variation coefficient of interval resistance and flow resistance

3.3 层段重组主要做法

基于渗流阻力的注水层段重组法是一种注水层段有序重组划分方法，在基于小层次序基础上，将渗流阻力相近小层组合在一个层段注水，减少层间矛盾，是原有方法的发展完善。

层段重组主要技术流程：

第一步，根据不同小层渗透率、有效厚度等指标，计算各小层渗流阻力；

第二步，测算不同层段组合下渗流阻力变异系数，根据最小的渗流阻力变异系数完成第1 次细分重组注水层段，一般考虑重组后注水层段比目前注水层段多1～2 个；

第三步，考虑隔层厚度及当前注水工艺现状，重新确定最小渗流阻力变异系数下的不同注水组合层段，完成第2 次注水层段重组。

基于渗流阻力的注水层段重组法虽然考虑的小层厚度、渗透率、含水率和原油黏度影响，但还需考虑以下因素影响：一是隔层条件影响，隔层发育越稳定，层间窜流越不明显，分层注水效果越好；二是地层压力影响，地层压力相差越大，各小层的吸水量差别越大，分层注水效果越差；三是采出程度影响，采出程度反映小层开发效果的差异，采出程度差异越大，组合在一个层段进行注水的层间干扰越严重，分层注水效果越差。

4 配注界限

4.1 注水方向定性优化

受平面非均质性影响，流体在小层中各方向的流动能力差异较大，可依据主流线渗流阻力的大小对单层注水方向进行判别。平面渗流阻力变异系数越大，流体主要沿着渗流阻力最小的方向流动；平面渗流阻力变异系数越小，流体各方向均匀驱替的可能性越大。针对不同油层平面驱替的差异，可根据主流线渗流阻力大小及平面渗流阻力变异系数差异定性确定主要调整方向，通过压裂、堵水等措施改变渗流阻力大小、减小平面渗流阻力系数，实现改变液流方向，从而提高平面波及程度、改善油田开发效果。

4.2 注水界限量化确定

根据含水率与含水饱和度的计算公式，计算得到不同含水阶段含水饱和度与产液含水率关系统计结果，公式为

式中：Swd——含水饱和度，%；a、b——矿场动态统计常数；fw——含水率，%。

根据现场实际经验和统计认识，结合图4理论图版，综合确定含水饱和度49%、61%为2 个界限点，据此可划分为潜力层（Swd＜49%）、正常层（49%≤Swd≤61%）、高渗层（Swd＞61%）3 个类型。

图4 含水率与含水饱和度统计散点Fig.4 Statistical scatters of water cut and water saturation

统计X开发区水驱不同砂体注水强度与动用比例关系，结合潜力层、正常层和高渗层分类，可以确定不同水淹级别砂体的配注性质和配注强度，如表2所示。潜力层含水饱和度低于49%，需加强注水，配注强度为2.5～4.0 m3/（d·m）；正常层含水饱和度为49%～61%，需平衡注水，配注强度为2.0～3.5 m3/（d·m）；高渗层含水饱和度大于61%，需限制注水，配注强度为1.0～2.5 m3/（d·m）。当配注强度高于4.0 m3/（d·m）时，易形成优势渗流通道发生窜流而降低油层动用程度；当配注强度低于2.5 m3/（d·m）时，注入水无法形成有效驱替而降低波及体积，因而，保持油层有效动用的合理配注强度为2.5～4.0 m3/（d·m）。

表2 不同水淹级别砂体注水配注强度Table 2 Water injection intensity of sandbodies with different water flooded levels

5 应用实例

杏X 区东部X 区块位于松辽盆地中央坳陷大庆长垣杏树岗背斜构造南部，油藏类型为背斜构造油藏。油层埋藏深度840～1 200 m，各油层属于同一水动力系统，原始地层压力为11.07 MPa，饱和压力为6.61 MPa，地饱压差为4.46 MPa。随着分层注水开发的深入，2006年含水率达到90%，进入特高含水开发阶段，注水层段内部的吸水差异和动用程度差异愈发增加，控含水控递减措施效果愈发变差。目前含水率为94.75%，地质储量采出程度为36.85%。依据上述建立的方法计算X 开发区水驱渗流阻力，建立其与含水率关系图版（图5）。可以看出，在低含水阶段，渗流阻力大小主要受渗透率大小影响，随含水率变化不明显；随着率含水的增加，相同渗透率的渗流阻力逐渐变小，渗透率越小渗流阻力变化幅度越大；在含水率大于90%以后，渗流阻力随含水率变化尤为突出。

图5 X开发区渗流阻力与含水率关系Fig.5 Relationship between flow resistance and water cut in X development zone

应用该方法在杏X 区东部X 块进行控水提效综合治理。2019年起，共执行油水井调整、措施方案127 井次，实施层段重组76 井次，自然递减率由调整前6.36%下降至1.06%，综合递减率由4.78%下降至1.44%，动用程度上升6.7 百分点，含水率下降1.0 百分点，区块产量两年增油1.1×104t。