陈2区块水驱优势通道分布模拟与体积计算

钱志鸿，邓秀模，姚 峰，姚恒申，吕红梅，朱伟民

(1.中国石化江苏油田分公司石油工程技术研究院，江苏 扬州 225009;2. 西南石油大学，四川 成都 610500)

陈2区块水驱优势通道分布模拟与体积计算

钱志鸿1，邓秀模1，姚 峰1，姚恒申2，吕红梅1，朱伟民1

(1.中国石化江苏油田分公司石油工程技术研究院，江苏 扬州 225009;2. 西南石油大学，四川 成都 610500)

采用注水井优势通道识别软件对陈2区块3个注水井组进行了水驱优势通道定量识别，从注采井间和井组平面两个角度对各级孔道的位置分布进行了图形化显示，并定量计算了注采井间的渗透率和各级孔道的体积。研究结果表明：超大、大孔道主要集中在注水井和采油井附近，并向油藏深部逐级发育；在水窜方向上油藏的水相渗透率和超大、大孔道的体积明显大于其他油井方向，是引起平面矛盾主要原因之一。

油田开发 注水 渗透率 水窜 非均质性 优势通道 体积计算 调剖

油田开发进入中后期，大量的注入水会沿着高渗透条带、裂缝等快速进入采油井，形成无效或低效水驱循环，引起原油开采效率下降、采出水处理费用增加、管柱腐蚀加剧等系列问题，大幅增加油田开发成本。这部分容易引起注入水窜进的高渗透条带和裂缝被定义为水驱优势通道[1]，对水驱优势通道的识别和治理一直以来是油田改善水驱开发效果的重要工作。目前国内外较为成熟的识别水驱优势通道的方法主要有井间示踪剂识别[2-4]、测井解释识别[5，6]、生产动态分析识别和取心井资料识别。根据识别得到的结果，可以分成定性、定量两种。其中定性识别可以得到优势通道发育方向、数量、耗水量等结果，其准确性相对较高；而定量识别描述则把优势通道的体积、渗透率、孔径大小等进一步计算描述，可精确指导优势通道的治理。目前较为成熟的优势通道定量识别的理论方法有：灰色关联分析[7，8]、模糊综合评判[9-11]、数值模拟[12，13]、类聚分析[14，15]等。注水井优势通道模拟识别软件是在生产动态分析的基础上，融合油藏工程、概率统计、提高采收率原理等理论方法形成的一套数学软件，可以对目标井组的优势通道发育方向、孔喉大小、孔道体积量进行计算和图像化显示。本文应用该软件，对陈2区块E1f11层系3个注采井组的优势通道进行定量化研究。

1 目标井组概况

陈2-3井、陈2-10井、陈2-27井是陈2区块E1f11层系中部的三口相邻注水井。从历年吸水剖面测试结果看，层间非均质性严重：陈2-3井4个主力砂体吸水量占到该井总吸水量的71.4%，最大单层吸水强度达5.53 m3/(m·d)；陈2-10井4个主力砂体吸水量占到该井总吸水量的67.4%，最大单层吸水强度达2.7 m3/(m·d)；陈2-27井2个主力砂体吸水量占到该井总吸水量的59.3%，最大单层吸水强度达5.82 m3/(m·d)。从生产动态分析看，平面上注水方向性也很明显：陈2-3井主要的注入水方向是往陈2-2井、陈2-5井和陈2-46井，陈2-10井主要的注入水方向是往陈2-9井、陈2-46井，陈2-27井主要的注入水方向是往陈2-5井和陈2-9井。

2 优势通道模拟计算的方法原理[16]

2.1 优势通道分布区域位置确定

以五点井网为例，假设油藏为均质、等厚、单产层，则在一注一采的控制区域内，从投产经过时间t，原油采出程度达到B%。如图1，记注水井为点O，生产井为点W，线段OW附近压力梯度最大，以OE，OF为长度单位，由

(1)

可以确定参数α，曲线y=xα(x∈[0，1])则是高渗透带的下边界，而上边界与下边界关于对角线OW对称。由此，可计算模拟出优势通道的分布区域。

图1 五点井网高渗透条带分布区域

对于非五点井网，用油井与左右相邻井连线的中点来确定控制区域(图2)，面积记为S1，其内的采出程度仍记为B%，下边界曲线对应的α1满足方程：

(2)

图2 非五点井网高渗透条带分布区域

2.2 孔径分布的计算方法

把一注一采单元区间[0，Re]100等分，即把区间[O，W]100等分，间隔为Re/100，见图3。

图3 一注一采单元等分

每一份区域内视其为不可压缩流体的单向流，而宏观上每一份的流动又各不相同，这100份共同组成了一注一采井间流动，则对于第j份的流量公式，由达西定律推导可得式

(3)

式中：Aj为第j份过水断面面积，m2；Kj为渗透率，mD；ΔPj为第j份两端的压差，MPa；Qj为第j份的流量，m3/月；L为每小份的长度，井距Re/100，m；μ为粘度，mPa·s；a为单位修正系数，a=0.385 8。

由此可得第j份处的渗透率

(4)

若纵向上分为m小层，可以算出第i小层第j份处水淹孔隙的平均半径

(5)

其中φijw是第i小层第j份处流水部位的孔隙度，可通过渗透率与孔隙度的回归式φ=0.030 7ln(k)+0.040 5算得(各油田区块回归式不同)。若K以mD，r以μm为单位，有近似式

(6)

(7)

其中rio是第i小层流油处的平均半径，Kio和φio是其渗透率与孔隙度，τ为迂曲度，可近似取1，记

(8)

即λij是第i小层第j份处流水和流油孔隙半径之比，由《油层物理》可知，孔隙半径近似服从正态分布：

(9)

(10)

2.3 孔道分布的直观表示

为了更直观地研究引起窜流的优势通道发育和分布，将各级孔道按半径(rw)分级。本次研究将孔道分成四级：超大孔道：rw≥15 μm，大孔道：8 μm≤rw<15 μm，中孔道：3 μm≤rw<8 μm，小孔道：rw<3 μm。

将一井组控制区用三维网格细分，落在Bi中的点对应孔喉半径

(11)

计算riw属于上述4个等级的概率，按4个概率值将[0，1]区间分为4个子区间，长度对应4个概率值

产生[0，1]区间均匀分布的随机数X，若X落在第k子区间，则此点处孔喉半径为第k级，将此点打上第k种标记，本次研究用蓝色标记超大孔道，绿色标记大孔道，红色标记中孔道，黑色标记小孔道。

3 结果与讨论

3.1 井组中各级孔道位置分布

3.1.1 注采井间各级孔道分布

研究显示：存在水窜的注采井间，在注采两端，尤其是注水井附近超大、大孔道大量发育，并且水窜情况越严重，超大、大孔道往油藏中部延伸得越深。如陈2-3井组对应陈2-46井方向，现场生产显示存在水窜情况。研究显示该注采井间近井地带超大、大孔道出现的概率很高(图4)，距注水井10 m处的油藏，超大孔道出现的概率达到95.5%；距注水井50 m处，大孔道出现的概率仍然高达90.43%，说明该注采井间优势通道发育明显。

图4 陈2-3与陈2-46井间优势通道分布

注水见效不明显的油井，如陈2-3井组对应陈2-11井方向，显示注采井间超大、大孔道分布较少，主要以中、小孔道存在(图5)。距注水井10 m处的油藏，超大孔道出现的概率仅为0.15%，大孔道出现的概率是64.5%；距注水井50 m处，大孔道出现的概率仅为1.2%，主要以中孔道存在为主，概率约为89.5%。说明该注采井间未发育优势通道。

图5 陈2-3与陈2-11井间优势通道分布

3.1.2 注采平面上各级孔道分布

从整个注采平面来看，超大、大孔道会在各油井方向差异化发育。以陈2-10井组为例(图6)，同样距注水井10 m处，在对应油井陈2-9、陈2-46方向上，超大孔道出现的概率分别达到了25.91%、35.95%，而在对应油井陈2-4、陈2-62方向上，超大孔道出现的概率仅为0.84%、0.04%。同样距注水井50m处，大孔道在对应油井陈2-9、陈2-46方向上出现的概率分别达到了48.92%、33.16%，而在对应油井陈2-4、陈2-62方向上，出现的概率仅为5.36%、0.85%。另外，同样存在水窜的注采方向上也存在差异分布，水窜严重的陈2-9井在距注水井约100 m处大孔道出现的概率仍有10.14%，而水窜中等的陈2-46井在距注水井约100 m处大孔道出现的概率仅为1.9%，说明陈2-9井方向上优势通道向油藏发育更深。

图6 陈2-10井组优势通道分布

3.2 孔道体积计算

3.2.1 井组内渗透率分布

将井组中每个注采方向上的油藏按井距平均分成100份，计算、统计每份中平均渗透率。研究表明在水窜方向上的渗透率明显大于其他油井方向。以陈2-27井组为例(图7)，水窜方向(陈2-9井)的油藏在注水井端的第1～16份渗透率属于特高、高渗范围，其余均在中渗范围内，近油井端10份也属于高渗范围；而非水窜方向(陈2-11井)只在注水井端的第1、2份油藏为高渗范围，第3～17份油藏属于中渗范围，其余为低渗区域，仅在靠近油井端的10份油藏属于中高渗。从这两口井同等距离处的渗透率极差比较看，在靠近注水井端的50份油藏极差均大于3.5，说明平面非均质性较强，注入水易沿高渗条带突进。

3.2.2 井组中超大、大孔道体积

研究表明，井组中生产时间相近的注采井间总的孔道体积相近，但在水窜方向上，超大、大孔道所占的比重较其他方向大很多。以陈2-27井组为例(表1)，开井时间相近的陈2-9、陈2-5、陈2-11三口井，其注采井间总的孔隙体积相近，但在优势通道发育的陈2-27井与陈2-9井之间，超大、大孔道的体积占比很大：超大孔道体积约742 m3，占了全井组的超大孔道96.7%；大孔道体积17 877 m3，占了全井组的大孔道91.5%，说明整个井组中窜流通道体积主要集中在陈2-9方向，为下步治理的目标方向。

图7 陈2-27井组注采对应区间的渗透率分布

4 结论

(1)井组中一注一采井间，孔道孔喉半径分布均是由注水井或采油井向井距中部逐渐变小，尤其是注水井附近，超大、大孔道大量发育，并且水窜情况越严重，超大、大孔道往油藏中部延伸的越深。

(2)在整个注采井网内，以注水井为中心，超大、大孔道向各油井方向差异化发育。其中水窜方向上，超大、大孔道占较大比重，且水窜越严重，大孔道越往深部发育。

(3)在水驱优势通道发育方向上，渗透率明显大于该井组内其他油井方向，即使到达中间地带，渗透率仍然能达到中高渗级别，导致注入水无法建立有效驱替压差。

(4)井组中生产时间相近的注采井间总的孔道体积相近，但在水窜方向上，超大、大孔道的体积占比明显大于其他的注采方向。

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Distribution simulation and volume computing for dominant channel of waterflooding in Chen2 block

Qian Zhihong1, Deng Xiumo1, Yao Feng1, Yao Hengshen2,Lyu Hongmei1, ZhuWeimin1

(1.PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstituteofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC,Yangzhou225009,China;2.SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu610500,China)

The dominant channels of the three injection wells in Chen2 block were quantitatively identified by the software for dominant channel identification. The position distribution of the channels at all levels was graphically displayed from the two angles of injection-production interwell area and plane of well group. And the permeability of the injection-production interwell area and the volume of the channels at all levels were quantitatively calculated. The results showed that the ultra-big and big holes are mainly distributed around the injection and production wells, and gradually developed toward the deep reservoir. The water permeability and the volumes of ultra-large and large holes in the direction of water channeling are significantly larger than that of the other wells, which is one of the main causes of the areal contradiction.

oilfield development; water injection; permeability; water channeling; heterogeneity; dominant channel; volume calculation; profile control

TE341

A

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.03.015

2017-04-01；改回日期：2017-06-29。

钱志鸿(1984—)，工程师，从事调剖堵水技术研究工作。E-mail:qianzh.jsyt@sinopec.com

(编辑 韩 枫)