复杂断块油藏注采井网对储量控制程度评价方法研究与应用

袁学生，张国勤

（中国石油冀东油田公司，河北唐山 063200）

复杂断块油藏具有断层多、构造复杂、层间差异大、油砂体面积小、平面非均质性强等特点，导致注采井网对储量控制程度低，水驱效果差，采收率低。针对复杂断块油藏的特点，以油砂体为研究单元，开展注采井网对各类油砂体的适应性分析，厘清了在当前注采井网条件下，无法形成水驱控制储量的影响因素以及提高水驱控制程度的潜力，为老区开发调整提供了可靠的依据。

1 注采井网对储量控制程度评价方法研究

为合理评价复杂断块油藏注采井网对储量的控制程度，针对复杂断块油藏特点，以油砂体为研究单元，深入解剖无法形成水驱控制的油砂体储量，提出了三种影响因素：（1）仅1 口井钻遇的油砂体地质储量；（2）受边界条件影响，无法水驱波及的地质储量；（3）注采井距大于极限注采井距，无法形成注采驱替系统的地质储量。

1.1 仅1 口井钻遇的油砂体地质储量

油砂体因岩性尖灭、被断层切割等原因，在现有的注采井网条件下，仅1 口井钻遇，此类油砂体因无法形成注采对应关系，其储量无法被水驱控制，如某油藏EdⅡ②3 小层，平均油砂体面积为0.045 km2，在当前300 m井距条件下，仅能被1 口井钻遇（见图1）。

图1 NP1-5 油藏EdⅡ②3 小层平面图

1.2 受边界条件影响，无法水驱波及的地质储量

1.2.1 “边界效应”对水驱控制程度的影响 复杂断块油藏具有油砂体面积小且封闭边界复杂的特点，不渗透边界对渗流场中等势线与流线的分布都会产生影响，即“边界效应”[1]。“边界效应”制约了水驱波及体积的提高，影响注水开发效果。不渗透边界可分为断层边界和砂体尖灭边界两种，不同的边界几何形态组合就形成了复杂边界，为计算受“边界效应”无法形成水驱波及的地质储量，可以用渗流力学中“镜像反映法”来解决。

1.2.2 “镜像反映法”处理边界影响的原理与原则“镜像反映法”原理是以边界为镜面，在实际井的对称位置设置一个虚拟井，将实际井和虚拟井进行势的叠加，此时形成的渗流场与边界影响形成的渗流场完全相同。“镜像反映法”[2-5]原则是不渗透边界是“同号”等产量两源或两汇的反映，反映后不渗透边界为分流线。

1.2.3 复杂断块油藏边界模型的建立与定性分析 综合考察复杂断块油藏边界与油水井的配置关系，抽象出6 种基本模型，并给出了6 种基本模型的镜像反映方法，在实际的地质调查中，可以将实际情况与6 种基本模型进行比对，选取相似模型进行处理（见图2～图7）。对边界镜像反映后，坐标原点的流速为零，称为平衡点，在平衡点附近将形成死油区，死油区内的油在现有井网条件下难以采出（见图8）。在实际地质调查中，采用简化方法对死油区的面积进行测算，再乘以油砂体厚度及单储系数，计算出受边界影响无法水驱动用的地质储量（见图9）。

1.3 超过极限注采井距，无法形成注采驱替系统的地质储量

对于某一油砂体，在最大注采压差条件下，实际注采井距小于极限注采井距[6-8]，其储量可被注采井网控制；实际注采井距大于极限注采井距，其储量则不能被水驱控制。

图2 直线断层

图3 120°角断层

图4 90°角断层

图5 60°角断层

图6 45°角断层

图7 30°角断层

图8 “死油区”形成原理

图9 高5 断块Es32+3Ⅱ24 小层平面图

1.3.2 极限注采井距公式 将启动压力梯度与流度的经验公式代入达西径向流公式，可得到极限控制半径计算公式：

式中：λ-启动压力梯度，MPa/m；K-渗透率，mD；pe-地层压力，MPa；pw-油井流压，MPa；μ-流体黏度，mPa·s。

1.3.3 基本参数整理与计算 整理基本油藏参数，包括地下原油黏度、油藏饱和压力、破裂压力梯度等，按照最大限度发挥注采井网对储量的动用能力（建立最大驱替压力梯度），综合考虑注水管网的承压能力以及采油系统的举升能力，计算最大注采压差。水井最大井底流压一般选取储层破裂压力的90%；油井最小井底流压根据不同含水阶段，绘制IPR 曲线，确定油井不同含水条件下合理井底流压。

1.3.4 绘制理论图版 通过上述计算，得到油藏可建立的最大注采压差，结合极限注采井距公式，可计算出在最大注采压差条件下，不同渗透率储层所对应的极限注采井距图版（见图10）。

图10 极限注采井距图版

1.3.5 注采井网控制储量统计 对于纵向上多层开采的复杂断块油藏，不同渗透率油砂体的极限注采井距不同，当极限注采井距大于实际注采井距，对应储量能够水驱动用；当极限注采井距小于实际注采井距，对应储量则不能水驱动用。计算公式为[9]：

式中：η-注采井网控制程度，%；N-总地质储量，104t；Ni-小层地质储量，104t；l-实际注采井距，m；lmaxi-小层极限注采井距，m。

2 应用情况

应用上述方法，对JD 油田注水开发油藏注采井网控制程度开展了系统分析评价工作。

2.1 仅1 口井钻遇的油砂体地质储量

通过地质统计，可知JD 油田注水开发油藏仅1 口井钻遇的油砂体个数为866 个，平均单个油砂体面积为0.033 km2，地质储量占比11.0%。

2.2 受边界条件影响，无法水驱波及的地质储量

对受边界影响无法形成水驱控制的油砂体储量进行了分析，得到JD 油田注水开发油藏无法水驱波及油砂体储量占比为7.9%。

2.3 超过极限注采井距，无法形成注采驱替系统的地质储量

对超过极限注采井距、无法形成水驱系统的地质储量进行了分析，得到无法形成水驱系统的地质储量占4.1%。

3 结论与认识

（1）复杂断块注水开发油藏因断层多、油砂体面积小、边界条件复杂、非均质性严重、低渗透储层存在非达西渗流等原因，致使注采井网对储量的控制低，制约了水驱采收率的提高。

（2）以油砂体为基本研究单元，通过油藏工程、渗流力学的基本方法，明确了当前注采井网条件下无法形成水驱控制储量的影响因素以及储量大小，为油藏开发调整提供了可靠的依据。

（3）JD 油田注采井网控制程度低的主要原因是油砂体面积小、边界条件复杂，在当前较低的油价条件下，通过井网加密提高注采井网控制程度难度较大，应立足当前井网，加强压裂等综合调整措施研究，提高水驱控制程度。