流势调控在缝洞型碳酸盐岩油藏控水稳油中的应用

任文博

（中国石化西北油田分公司采油三厂，新疆轮台 841604）

0 引言

塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏是多期构造运动与古岩溶共同作用形成的大型油藏，缝洞为其主要的储集空间，裂缝为其主要的流动通道，地下流体以管流为主，油藏带有底水［1-3］。开发过程中油井见水和含水上升是导致油藏产量递减的主要原因［4-5］。为了克服含水上升对生产产生的负面影响，科研人员在开发实践中探索实践出了多项控水技术。例如陆燕妮等［6］通过底水油藏临界产量计算，确定油井合理产能从源头控制减少水锥。荣元帅等［7］针对高含水油井，提出通过关井重力分异实现油井降低含水率的控水方式。荣元帅等［8］、任文博等［9］与赖书敏［10］针对已经见水的单元，提出非对称不稳定注水的单元注水开发方式，驱替井间剩余油，降低含水。惠健等［11］提出通过注入氮气形成次生气顶从顶部对剩余油进行纵向驱替，降低油水界面实现油井含水下降。张保康等［12］、胡文革等［13］提出了堵水以及排水采油等方法，通过提高避水高度、排出封存水实现油井含水下降。

针对缝洞型油藏见水和含水上升问题，探索一种投入成本低、油井产能牺牲小的控水稳油技术。由于油井见水的主要原因之一是油藏开发不均衡导致的水锥、水窜，同时流势又是控制流体流动方向的决定性因素［14］。在现有的流势理论研究的基础上，结合缝洞型油藏的储集空间类型和流动状态特征，研究缝洞油藏流势的构成，并运用数值模拟方法分析流势及流势调整对油藏地下流体流动的影响，分析流势调整油藏控水稳油的机理，同时在现场实践应用中初步形成缝洞型油藏调整流势控水的选井、量化设计等关键技术，以期为缝洞型油藏的控水开发提供了一种全新的思路和方法。

1 缝洞型油藏的流势

20 世纪50 年代，Hubbert［15］最早把流体势的概念引入到石油地质学，把油藏中单位质量流体所具有的总机械能定义为流体势，简称流势。1987 年England 等［16］考虑到储层毛管压力的作用，对Hubbert 的流势概念进行了修正，认为流势是从基准点传递单位体积流体到研究点所做的功。其提出的流势叫England 势，又称为体积势，由位能、弹性能和表面能3 个部分组成。

在油藏开发中，流势主要受重力、浮力、压力、惯性力、黏滞力及毛管压力的影响，流体所具有的流体势能包括位能、压能、动能及界面能。以塔河油田的缝洞型油藏为例，依据England 等［16］的定义，单位体积流体的势能可表示为

式中:Φ为流势，J/m3或Pa；σ为界面张力，N/m；θ为润湿角，（°）；r为毛细管半径，m；g为重力加速度，9.8 m/s2；z为测点相对于基准面的距离，向上为正，向下为负，m；p为测点压力，Pa；v为流速，m/s；ρ为流体密度，kg/m3。

缝洞型油藏的储集体以大尺度溶洞和高角度裂缝为主，在此情况下，流体以管流为主。对开发起主导作用的缝洞系统的渗透率较高，流速较大，界面能相对较小（10-7～10-8MPa 数量级），可忽略不计。虽然缝洞型油藏的渗流速度一般较高，但是即使达到300 m/d（0.0035 m/s），其动能也仅在10-4MPa 数量级。因此在缝洞型油藏中，动能在流势中所占的比例也非常小。由于油藏在油柱高度不大（绝大部分200 m 以内）、原油压缩系数较小的情况下，油藏内原油和地层水的密度随压力的变化也不大，即ρ（p）=ρi，所以压能就等于压力p。因此，缝洞型油藏的流势主要构成是位能和压能（表1）。

表1 塔河油田缝洞型油藏流势构成Table 1 Flow potential composition of fractured-vuggy reservoirs in Tahe Oilfield

从体积势的量纲可以看出，流势是单位体积内含有的能量，是一种能量密度单位，它与压强单位是一致的，为了方便表征，实际应用中使用压强单位来表征流势。

2 流势对油藏开发的影响

流势是控制流体流动方向的决定性因素，地层中的流体总是由高势区向低势区流动，且流动方向是沿势能减小最快的方向，即势梯度的反方向。在油藏开发之前，储集体中的流体处于静止状态，流势也保持着平衡状态。当油藏开发之后，油藏中的流势平衡被打破，并在采油井中形成流势低点，在注水井中形成流势高点，使得油藏中的流体不断从高势点向低势点流动，采油井即可不断地采出原油。

在实际开发中，由于油井的投产时间存在先后，构造位置存在高低，油井生产压差存在差异，加之注水强度的不同，导致油藏中的流势不能均衡分布。这种不均衡分布对底水油藏的开发会产生一些不利的影响，纵向上形成水锥，平面上形成水窜，导致油井过早见水，在油井的周围和油井之间形成势差屏蔽剩余油，最终降低油藏的开发效果。

采用ECLIPSE 数值模拟软件的黑油模型对缝洞型油藏开展常规数值模拟和流线模拟，分析流势对开发的影响。结合缝洞型油藏的特点，考虑溶洞充填程度及其与裂缝的组合关系，建立了8 种概念模型。不同类型储集体的属性依据前期油田测试结果及测井解释等进行赋值，其中:空腔洞孔隙度高达80%，渗透率取值2 000～20 000 mD，开展了多组模拟；充填溶洞，基于测井解释孔隙度取值10%～20%，渗透率取值20～100 mD；垂向裂缝则按测试经验赋值，孔隙度取值0.01%，渗透率取值2 000～20 000 mD，开展了多组模拟。以底部通过垂向缝沟通底水的全充填溶洞模型为例，模拟和计算油井投产后油藏流势的变化，模拟结果如图1 所示。从图1 可以看出:在井底附近快速形成压降漏斗，井底流势最低，而底部与底水沟通处流势最高［图1（a）］；油藏开发过程中，在毛管压力的作用下，底水呈锥状驱替，溶洞顶部井两侧剩余油较为富集［图1（b）］；流势的分布控制着剩余油的分布，井底位置流势最低，含油饱和度也最低，井周围高流势区剩余油饱和度也较高。

图1 底部垂向缝沟通底水的填溶洞模型流势表征Fig.1 Flow potential characterization of filling cave model with bottom vertical joint communicating bottom water

3 流势调整控水稳油机理

流势控制着流体的流动，实际开发过程中产生的水锥和水窜都是由于流势不均衡造成的。因此，可以通过改变流势来调整地下流体的流动方向，从而实现对油水关系的调控。

如前文所述，缝洞型油藏的流势主要由位能和压能构成，在实际开发中可以通过改变生产压差来调节井底压能，进而调控流势。具体做法就是，采用排水井提液放大生产压差来降低流势，放大与采油井之间的流势差，使采油井周围油水流动的方向发生变化，从而实现受效井在工作制度不变的情况下能够达到降低含水率的效果。

如图2 所示，在同一个缝洞系统中有2 口井，低部位油井（W1）已达到高含水，而高部位油井（W2）也开始见水。为了控制高部位油井W2 井的含水率上升，可以改变底水向W2 井的优势流动方向。由于流体流动受流势的控制，在油井W2 井保持生产压差不变的情况下，可以通过降低低部位油井W1井的流势，让底水向W1 井的流动成为优势方向，实现W2 井的含水率下降。

假设低部位油井因高含水率关井，而高部位井生产，此阶段2 口井的井底流势分别为

式中:Φ1为W1 井的流势，Pa；Φ2为W2 井的流势，Pa；ρw为水的密度，kg/m3；ρo为油的密度，kg/m3；z1为W1 井点的高度，m；z2为W2 井点的高度为缝洞单元的静压，Pa；Δp2为W2 井的生产压差，Pa。

图2 流势调整井组的底水流动改向模式图Fig.2 Bottom water flow direction change model of flow potential adjustment well group

一旦低部位井开井进行排水，地下流体的流势将发生变化，此时2口井的井底流势分别表示为

式中:Δp1为W1 井的生产压差，Pa。

由式（4）和式（5）可以看出，由于2 口井的高程差较小，因此这2 口井的流势高低主要取决于生产压差的大小。若W1 井的生产压差比W2 井小，即Δp1＜Δp2，则W1 井处的流势Φ1高于W2 井处的流势Φ2，流体向W2 井的流动是优势方向；反之，若Δp1＞Δp2，则Φ1＜Φ2，流体向W1 井的流动是优势方向，且有从W2 井分流的作用。因此，可以通过改变生产压差来实现井间流势的调整。

以图2 的油藏模型为基础，以油田实测孔隙度、渗透率等储层参数来赋值进行数值模拟实验，分析受效井含水率下降的影响因素。模拟参数包括:低部位油井W1 井（作为排水井）日产液量q1、受效井W2 井日产液量q2、采液比n（n=q1/q2）以及油藏的水体倍数m。从数值模拟结果（图3）可以看出:在水体倍数m相同的条件下，采液比n越大，受效井含水率下降越明显［图3（a）］。同样，在采液比n相同的情况下，水体能量越弱，m值越小，受效井含水率下降越明显［图3（b）］。

图3 受效井含水率变化曲线Fig.3 Water cut curves of effective well

通过数值模拟实验得出，井组流势调整受效井含水率下降的程度受流体流动的改变幅度影响，而流动的改变主要受流势势差和流体流动改变难易程度的影响，在实际油藏中就是受生产压差和水体强弱的影响。在矿场实践应用，就可以根据油藏水体强弱来筛选调流势井组，根据排液井生产压差来设计排液量。

4 流势调整控水稳油的关键技术

根据流势调整的机理分析并结合现场实践，流势调整控水稳油有以下几个方面的选井和优化设计关键技术:

（1）单元连通性分析，明确井间动态关系

明确的井间连通关系是流势调整见效的必要条件。在实际开发过程中，采用动静结合的方法分析单元连通性:静态上运用物探资料分析连通条件和基础，常用的物探资料包括表征平面连通性的振幅变化率和相干、表征纵向连通性的时间偏移剖面、蚂蚁体、张量剖面等；动态上主要运用井间压力干扰、注采动态响应、示踪剂监测响应等来评价井间连通性。在流势调整单元优选中，首选注采响应明确和压力干扰强烈等动态连通关系明确、静态连通基础好的井组。仅有静态连通基础而未见动态响应的单元风险较高。

（2）排水降流势油井的优选

根据单元水侵方向选择单元流势调整排液引流井。若是底水油藏，则选择产层位置低的油井从底部抽水，考虑到流动压力损失，抽水井越靠近受效井则越有利。若通过已有见水顺序、见水特征等可以明确判断单元属于边水水侵，则选择在受效井水侵的源头方向上设置排水井。

（3）排水井引流液量的设计

由前述流势调控的机理可知，流势调整的核心就是通过调整生产压差改变压能。由采液指数的定义可知，通过改变日产液量可以实现生产压差的改变，而提液量的设计可以根据需要的生产压差，利用采液指数进行计算。

在生产实践中，可以通过排液井的动液面来反映流压的变化，或者是通过设定排液井的动液面来动态调整排液井的液量。

5 现场应用实例

TX1A-TX1B 井组为TX1 单元内中部的一个井组，位于塔河油田托甫台区北部次级断裂发育区，属于典型的断溶体背景下的缝洞型碳酸盐岩油藏。

地质背景上该单元是受控于同一条次级断裂的断溶体油藏，从蚂蚁体和能量体等物探刻画资料可以判断，TX1A，TX1B，TX1C 等3 口井在静态上具有明显的连通关系（图4）。

图4 TX1A-TX1B-TX1C 井组静态连通关系Fig.4 Static connectivity of TX1A-TX1B-TX1C well group

在生产动态上，最早投产TX1A 井，在TX1B井投产后，TX1A 井在生产制度保持不变的情况下，油压出现明显的下降，且下降变化的趋势与TX1B井的压力变化趋势一致，表明2 口井具有明显的井间干扰特征（图5）。同样，TX1B 井与TX1C 井间也存在压力干扰，在TX1C 投产后2 口井的流压变化趋势一致（图6）。

图5 TX1A-TX1B 井间压力干扰曲线Fig.5 Interwell pressure interference curves of wells TX1A and TX1B

图6 TX1B-TX1C 流压变化曲线Fig.6 Flow pressure curves of wells of TX1B and TX1C

从上述动静态资料分析可得出，单元内TX1ATX1B-TX1C 这3 口井具有明确的连通关系，受控于同一流体动力系统。

从图7 井组目前的油水界面示意图可以看出，单元内TX1A 井的位置最低，于2010 年10 月最早见水，见水后含水率持续缓慢上升。产层位置相对较高的TX1B 井于2015 年4 月见水，最后投产的TX1C 井在2016 年5 月出现井筒见水的迹象。从单元油井见水时间和产层位置高低可以判断，单元内以底水垂向侵入为主，油井见水时间受控于累计采出量和产层避水高度。

图7 TX1A-TX1B-TX1C 井组目前油水界面示意图Fig.7 Schematic diagram of current oil-water interface of TX1A-TX1B-TX1C well group

从2015 年4 月TX1B 井见水时单元油井井底流势（表2）可看出，已经为高含水的TX1A 井流势最高，开始见水的TX1B 井流势最低。为改变底水向TX1B 井和TX1C 井水侵的方向，选择产层位置最低且已经为高含水的TX1A 井作为单元降流势井，并将其作为排水引流井，从底部抽水。根据流势计算，实现底水向排水井TX1A 井的流动，需要将其流势由65.99 MPa 降低至单元流势最低井TX1B的63.43 MPa 以下，最少降低2.56 MPa。

表2 流势调整前后油井井底流势Table 2 Flow potential of well bottom before and after flow potential adjustment

在TX1B 井见水后立即将TX1A 井开井生产，并逐步将产液量上提到85 t/d，增加生产压差4.92 MPa，建立与TX1B 井的井间势差为1.48 MPa（表2）。在势差建立后实现了TX1B 井含水率开始持续下降，由流势调整前的25% 逐步降为无水生产，并保持了近1 a 的无水采油期，控水效果显著（图8）。

图8 TX1A 井产液量与TX1B 井含水率关系Fig.8 Variation of the water cut of well TX1B with fluid production of well TX1A

值得注意的是，很多时候难以准确设计需要建立多大的势差才能实现受效井含水率下降。从图9可以看出TX1B 井含水率与TX1A 井动液面（流压）存在明显的相关性，即在TX1A 井动液面低于800 m 时，井间势差即可以实现TX1B 井降低含水率的目的。因此，在实际应用中，可以通过控制排水井的液面来实现井底流势的调控。

在实际生产中，底水水侵状况是变化的，通常是逐步加剧的，在这种情况下就需要更大的排水量来建立势差。例如TX1A-TX1B 井组，为保持TX1B 井不见水，TX1A 井产液量逐步由提液初期的85 t/d 上提到200 t/d（图8）。

图9 TX1A 井动液面与TX1B 井含水率关系Fig.9 Variation of the water cut of well TX1B with dynamic liquid level of well TX1A

在流势调控实践中，除了对已经见水的单元通过低部位油井排水引流来降低见水井的含水率以外，还可以对未见水的单元通过流势调控实现单元均衡开发，延缓油井见水。截至目前，塔河油田缝洞型油藏已经在13 个单元实施流势调控，其中11个单元井组累计增油超过10 万t，现场应用效果显著。

6 结论

（1）由于储集空间的特殊性，缝洞型油藏的流势主要由位能和压能构成，界面能和动能占比极小。理论分析和数值模拟实验证明，通过流势调控可以实现缝洞型碳酸盐岩油藏水锥形成的干预和水侵方向的调整，从而实现油藏控水稳油，并在塔河油田得到了验证和应用。

（2）流势调整控水稳油现场应用的技术关键是找准单元的来水方向，并选择近源方向的油井作为排水引流井。对于边水水侵的单元，选择上游方向的油井作为排水井，对于底水水侵单元，则选择产层构造位置低的油井作为排水井。

（3）水体强度和排水井的排水量均是影响流势调整效果的主要因素，通常水体能量越弱，排液井强度越大，流势调整的效果就越显著。数值模拟结果显示水体倍数大于20 倍的油藏，现场提液强度对流势改变较小，难以实现邻井控水，这类油藏流势调控选井需慎重。