双河油田Eh3Ⅶ下层系提高采收率研究

李 红

（中国石化河南油田分公司油气开发管理部，河南南阳 473132）

河南油田稀油注水开发油藏已进入特高含水开采期，优势流场严重制约着高含水油藏剩余油的挖潜，如何正确评价高含水后期优势流场特征、高耗水条带的分布以及剩余油分布规律，如何提高特高含水期水驱采收率，是目前迫切需要解决的课题。本文以双河油田Ⅶ下层系油藏为例，从油藏的实际特征出发，深化了特高含水期水驱开发理念，针对特高含水期、耗水高的油藏，应用流线数值模拟和历史时变流线分析等方法，精细描述主力层高耗水条带、层段，明确了平面高耗水条带、纵向高耗水层段分布特征；应用数值模拟技术，定量描述了剩余油分布特征，确定了特高含水期流线转变的合理频次、流线转变的合理角度，为矿场实施井网转换提供了理论支持[1–2]。

1 制约 Eh3Ⅶ下层系“双高单元”开发效果的主要因素

双河油田 Eh3Ⅶ下层系位于泌阳凹陷双河鼻状构造的西北部，是一个由东南向西北上倾尖灭的构造–岩性油藏，含油面积7.37 km2，地质储量647.35×104t。到2017年12月，地质储量采出程度40.03%，综合含水97.15%，处于“双高”开发阶段。

1.1 平面、纵向非均质性严重，动用差异大

统计双河油田Ⅶ下层系139口井的测井解释数据，平面非均质性极强，各小层渗透率级差都大于6，主力层主体区采出程度高达58%，边部采出程度仅28%，平面动用不均匀。Eh3Ⅶ下层系包含Ⅶ4～Ⅶ18等15个含油小层，各小层物性参数差异较大，主力层Ⅶ6，8，9，10，11，13层采出程度平均45.6%；非主力层Ⅶ4，5，12，14，15，16，17，18层采出程度平均35%，分层动用极不均衡。

1.2 单元高耗水条带发育，无效注采循环加剧，开发效益变差

该单元油井开井数25口，日产油38.8 t，平均单井日产油1.6 t，平均单井日产液40.4 t，水油比高达 24.3。井网多次变迁及流线密集的区域形成连片状分布的高耗水带，注入水沿着低阻、强水洗程度部位逐步形成优势流动；注入水存在短路循坏，注水波及范围小，有效利用率低，开发效益变差。

1.3 剩余油分布复杂，挖潜手段单一

研究区处于“双高”开发后期，平面上剩余油“差异分布，局部富集”。利用统计法、动态分析法定量确定剩余油分布难度较大，且挖潜的方式主要是通过动态调整，手段比较单一，效果不理想[3]。

2 高耗水条带及剩余油识别

2.1 应用油藏工程方法明确高耗水条带分布特征

目前国内外没有形成较为完善的高耗水带和层段的识别方法，本文主要以储层非均质研究为基础，结合储层物性、分配因子以及时变流线分析等方法，综合判断现阶段地下高耗水条带和层段的分布情况。

2.1.1 应用储层物性资料判断高耗水条带、层段的分布特征

根据小层平面渗透率、孔隙度分布，找出平面上潜在高耗水的区域，结合Eh3Ⅶ下层系各层平面非均质情况及动态生产资料得出，孔隙度大于20%及渗透率大于 200×10-3μm2的区域存在高耗水区域。如Ⅶ8层孔隙度大于20%且渗透率大于200×10-3μm2的区域主要分布6–117、J5–127等井区（图1、图2），这些区域定为高耗水区域[6–8]。

图1 Ⅶ8小层孔隙度分布

图2 Ⅶ8小层渗透率分布

2.1.2 利用分配因子定量表征优势流场

分配因子即注水井向每口受效采油井分配流体量占水井总流体量的百分数（图3）。利用流线数值模拟输出单个注水井分配给对应受效采油井的流体量，绘制每口注水井的分配因子图。通过流线数值模拟成果输出注水井分配因子，根据每口注水井的分配因子判断可能形成高耗水条带的方向。本文将分配因子大于0.35的方向定为可能形成高耗水条带的方向。

水井分配因子从0.25到0.33增大时，流线疏密程度变化不大，当分配因子增大到0.35时，流线变得密集，分配因子再增大时流线密集程度无明显变化，表明分配因子大于0.35后会形成优势流场（图4）。根据分配因子评判标准，识别出15个优势流场方向（表1）。

图3 4井方向分配因子为0.25时流线

图4 4井方向分配因子为0.39时流线

表1 各注水井与受效井分水量关系

2.1.3 应用时变流线分析法判断优势流场

利用历史生产动态资料对 Eh3Ⅶ下层系历史井网进行恢复，根据不同时期注采连通关系，分析地下注采流线的形成与改变，判断每个开发阶段的流线分布状况；同时利用下一阶段油水井动态变化特征验证上阶段的推断，并进行修正。按照这种方法，逐一识别不同开发阶段注采流线的分布状况，流线较多的区域即为优势流场区域，其他区域可认为为弱势流场区域。

从VII8主力层上倾区侧6–907井组的流线分布图上可以看出，侧6-907井和T6-917井间形成封闭流线且流线密集，油水井间渗透率比其他几个方向的渗透率要高。油水井距较小，井间渗流阻力小，且受高含水后期高注水倍数的冲刷，形成这两口井间大孔道，即优势流场（图5、图6）。利用时变流线分析法识别出21条优势流场方向[9–10]。

图5 2001年 Ⅶ8小层流线分布

图6 2015年Ⅶ8小层流线分布

2.1.4 综合判别平面高耗水带、纵向上高耗水层段分布

通过储层物性资料分析、分配因子定量描述、时变流线分布等相互印证，最终确定了平面高耗水带、纵向上高耗水层段分布情况。

高耗水条带主要分布在主体区，其中Ⅶ6层平面高耗水条带呈连片（面积状）分布，Ⅶ8层平面高耗水条带呈窄条状零散分布（图7），Ⅶ10层高耗水条带呈条带状分布。纵向上不同区域高耗水层段不同，主要分布在Ⅶ8层，其次为Ⅶ6，9，10层。

2.2 剩余油分布特征

图7 Ⅶ8小层平面高耗水条带分布

应用数值模拟技术，研究了多油层非均质油藏剩余油分布特征，明确了特高含水期可动用剩余油潜力区的分布。纵向上剩余油主要分布在原始储量高、物性好的主力层Ⅶ8，9，10，11，剩余储量231.75×104t，占总剩余地质储量59.2%。平面上剩余油“差异分布，局部富集”，注采分流线区域剩余油饱和度高于主流线区域，水驱波及程度较低；构造高点及边角部位剩余油饱和度较高，但剩余储量丰度低；边部压力平衡区剩余油饱和度、剩余储量丰度均较高。从Ⅶ8小层剩余油储量丰度可以看出，在H7–1756井区剩余油饱和度都较高（图8）。限定一类剩余油的参数界限，通过数模筛选法分析可知，剩余油富集的一类井区，剩余地质储量为4.5×104t。

图8 Ⅶ8小层剩余储量丰度分布

3 井网转换政策界限

3.1 确定合理的井网形式

截取Ⅶ下层系7-117井组实际模型，进行4点法井网、5点法井网、7点法井网、9点法井网以及行列井网等五种井网形式的适应性研究。室内研究结果表明，研究区在特高含水开发期的最佳井网形式为行列井网，其次为目前应用的5点法面积井网和9点法面积井网。

3.1.1 一次合理流线转变角度

建立五点法理想模型后，设计油水井距为 280 m，在模拟时间为10年时生产井含水率达到92%后，关停原井位注水井。通过改变注水井井位，实现流线旋转，研究流线旋转0°，15°，30°，45°时流线波及范围变化、剩余油分布、累产油、采收率变化，进而确定研究区流场转变的最优角度。从流线转变45°剩余油分布图可以看出，第一次流线转变45°时，采收率提高幅度最大，提高采收率2.03%，对于优势流场的调整最有效。

3.1.2 二次合理流线转变角度

在一次井网调整的基础上，进行二次井网调整。主流线角度（从0°到30°）不断增大，生产井的累计产油量、采收率都有所提高，且含水率下降，其中流线转变角度为30°时，采收率提高幅度最大，提高采收率 1.2%，说明流线第二次转变最佳角度为30°左右。

3.2 分区确定合理注采井距

根据不同的注采参数组合，共设计实验方案30组。通过不同的预测时间，分析各个实验方案的主体和上倾区域的含水率达到极限含水率98%时的累产油、采收率等油田开发效果评价指标的变化，对Eh3Ⅶ下层系的主体区和上倾区合理注采参数进行优化，得出主体区油水井最优井距为300～340 m，上倾区最佳油水井距为200～230 m。

4 效果评价

4.1 开发指标变好

通过对剩余油富集区域油井转注、过路水井补孔以及油井补孔等措施，连通厚度由2015年的279 m增加到2017年的340 m，增加了61 m；动态注采对应率由2015年的64.2%提高到2017年的79.9%，动态注采对应率提高15.7%。

利用甲、丙型水驱特征曲线预测，最终采收率预测值均高于2015年研究区的标定采收率（42.6%）。其中，利用甲型水驱曲线预测最终采收率为43.01%，提高了 0.41%；利用丙型水驱曲线预测最终采收率为43.12%，提高了0.52%。

4.2 增产提效显著

通过对该单元主体区抽稀注采井网、上倾区井网加密、潜力区完善注采井网、优化配注配液等综合调整，阶段降低无效产液 10.2×104t、无效注水9.6×104m3；动态调整见效井阶段增油0.18×104t，措施增油0.39×104t，净创经济效益620×104元，增产增效明显。

5 结论与认识

（1）利用油藏工程方法明确高耗水条带分布特征，对位于高耗带的油水井实施大幅度动态调整，单元增油降水效果显著。

（2）低油价下，“双高”单元提高采收率最有效的措施是对主体区抽稀井网、上倾区加密井网，通过分区建立有效的压力驱动体系，扩大注水波及体积。

（3）细分注水、细分采油技术能够有效抑制纵向极端高耗水层段，大幅改善高含水期薄差层的动用程度，提高单元开发效果。