基于曲流河储层构型的注采结构优化调整

龙 明，刘英宪，陈晓祺，王美楠，于登飞

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

0 引言

目前，渤海L 油田综合含水率达90%，已经步入高含水阶段，传统的沉积微相研究已经不能满足开发的需要。对于曲流河沉积的储层而言，点坝内部侧积层控制的剩余油分布逐渐成为挖潜的主要目标［1-4］。因此，开展基于曲流河储层构型的矢量注采结构调整是有效挖潜剩余油的关键。

在现今储层构型及油藏注采结构调整研究中，国内外学者都进行了相关研究，但主要集中在储层构型模式［5-7］、点坝内部侧积层分布［8-14］及对剩余油分布的影响上［15-22］，而储层构型与油藏注采结构调整相结合的研究较少，特别是在研究点坝内部侧积层的基础上对注采结构进行调整的方法较为缺乏。为此，以渤海L 油田河流相储层为例，在储层构型精细解剖的基础上，建立曲流河储层构型概念模型，结合数值模拟方法研究侧积层产状对流体运动的控制作用，并根据油藏工程方法推导考虑储层构型控制作用的水驱波及系数表达式。最终，建立曲流河储层构型控制下的注采结构矢量调整图版，提出基于曲流河储层构型的注采结构矢量调整技术，以期为储层构型内部剩余油精细挖潜提供依据。

1 研究区概况

渤海L 油田位于渤中凹陷北部石臼坨凸起中部，其为在新近系古隆起背景上发育的大型低幅度披覆背斜构造，主要目的层段为明化镇组下段和馆陶组，其中明化镇组下段为曲流河沉积［23-24］，储层展布复杂，岩性以中—细砂岩及粉砂岩为主。经过15 a 的生产开发，油田已进入高含水开发阶段，采油速度低，自然递减大，油藏水驱开发效果不均，导致油田平面矛盾突出，很难得到有效挖潜。

传统以复合砂体为研究单元的方式，已不能满足渤海L 油田生产开发的需求，而砂体内部的储层构型解剖成为油田开发后期的突破重点。因此，须要研究不同储层构型模式对油藏注水开发的影响，从而制定有效的调整策略。

2 曲流河储层构型及控制作用

储层构型模式是反映储层与内部构型单元的几何形态、规模、方向及其相互关系的抽象表述。自Miall［5-6］提出构型要素分析方法以后，中外很多学者以现代沉积为指导，结合野外露头进一步发展了曲流河点坝内部侧积体与泥质侧积层的识别方法及沉积理论，并建立了水平斜列式［25］、阶梯斜列式［26］和波浪式［27］等3 种曲流河点坝构型模式。

研究储层构型模式是储层构型表征的基础，只有通过建立不同的构型模式才能够预测地下储层的构型分布［28-32］，从而研究不同井网井型部署的开发效果，预测剩余油的分布状况。

2.1 砂体构型模式研究

在沉积过程中，伴随着曲流河的不断侧向加积或改道形成了不同的河道带，且曲流河的侧向加积过程会形成点坝，点坝内部包含多个侧积体及侧积层。研究点坝内部侧积层的倾角、厚度、分布频率（侧积层个数）、水平宽度等产状参数是曲流河储层精细解剖的关键。

陆上油田通过对比小井距的测井资料（井距小于100 m），可以有效描述点坝内部侧积层的产状。海上油田受成本制约，不具备陆上油田小井距的条件，不能完全照搬陆上油田的做法，但是海上油田能够采集到更高品质的地震资料，通过建立沉积微相与波阻抗之间的对应关系可以克服海上油田大井距的缺点，并利用距离相对较近的“对子井”进行储层构型解剖［24］。

通过分析渤海L 油田22 对“对子井”的资料，确定渤海L 油田南区明化镇组下段Ⅰ油组曲流河储层构型模式，并认为该区点坝中的侧积层主要为水平斜列式分布。结合Leeder［33］经验公式，确定渤海L 油田南区Ⅰ油组点坝内部的构型参数（表1）。

表1 渤海L 油田南区明化镇组下段I 油组曲流河储层构型参数Table 1 Meandering river reservoir architecture parameters of N1ml in southern Bohai L oilfield

2.2 砂体构型模式的控制作用

油井的生产过程可以看作地下流体在能量差异的作用下经过不同的储层构型模式流动到生产井的过程。注采井网内油井的生产状况可以大致反映储层构型模式对流体运动的控制作用，而不同的储层构型模式对流体运动的控制作用是不同的。研究注采井网在不同储层构型模式下的生产状况，搞清储层构型模式对流体运动的控制作用显得尤为重要。

油井日产液状况是地下流体在能量差异作用下经过不同储层构型模式流动到井筒的直接体现。因此，将受储层构型影响的油井日产液与基准地层（均质地层或不含侧积层的地层）油井日产液的比值α定义为储层构型模式对流体运动的控制系数，且不同的储层构型模式具有不同的控制系数α，其表达式为

式中:Q受构型影响为受储层构型影响下的油井日产液，m3/d；Q基准为受基准地层影响下的油井日产液，m3/d；α为储层构型模式对流体运动的控制系数。

根据Q=ν A，而生产井的射孔段长度为定值，则不同储层构型模式的控制作用只会体现在流体的运动速度上，即

式中:ν受构型影响为受储层构型影响下的流体运动速度，m/d；ν基准为受基准地层影响下的流体运动速度，m/d。

根据达西定律，储层构型模式控制下的油水两相稳定渗流的运动方程为

式中:K为地层绝对渗透率，mD；μo为地层原油黏度，mPa·s；μw为地层水黏度，mPa·s；Kro（Sw）为目前含水饱和度对应的油相相对渗透率；Krw（Sw）为目前含水饱和度对应的水相相对渗透率；p为地层压力，MPa。

根据式（3）可以确定储层构型模式对地层流体运动的控制作用，其主要体现在对地层渗透能力的影响上，同一地区的地层渗透能力会因为储层构型模式的不同而发生改变，即不同的储层构型模式会对地层渗透率产生不同的影响效果，从而对地下流体运动起控制作用。因此，受储层构型影响下的地层渗透能力表达式为

式中:K受构型影响为受储层构型影响下的地层渗透率，mD；K基准为受基准地层影响下的地层渗透率，mD。

因此，研究不同储层构型模式对流体运动的控制系数，对研究不同储层构型模式下的地层渗透能力具有重要意义。

2.3 砂体构型模式的控制系数

渤海L 油田南区明化镇组下段Ⅰ油组主要为曲流河沉积，通过对该区曲流河储层进行精细解剖，明确了各级次构型单元的空间形态、规模、叠置组合关系，为三维储层构型建模提供了数据支撑。

通过PETREL 建模软件，建立曲流河储层构型机理模型，以此研究不同储层构型模式对流体运动的控制作用。设计模型为油水两相，无气顶。模型中储层的厚度、渗透率、孔隙度、饱和度等参数与流体参数均选自渤海L 油田南区I 油组实测数据。按上述条件建立曲流河点坝基准模型［图1（a）］，并在模型中设计2 口直井（1 口生产井与1 口注水井）。令生产井与注水井定压生产一段时间，其方案编号设为F0。在基准模型的基础上添加曲流河储层构型模式中的侧积层，建立曲流河点坝构型模型［图1（b）］。

利用Eclipse 数值模拟软件，将曲流河点坝构型模型中油井日产液的生产状况Q受构型影响与基准模型中油井日产液的生产状况Q基准代入式（1），计算不同储层构型模式下的控制系数。以此研究曲流河点坝内部侧积层的厚度、孔隙度、渗透率、水平宽度、分布频率及地层倾角对流体运动的控制作用。

（1）侧积层厚度

渤海L 油田南区明化镇组下段Ⅰ油组点坝砂体的平均厚度为8 m，其内部侧积层的厚度一般为0.2～2.0m。因此，分别设计3 种不同厚度的侧积层（表2），通过油藏数值模拟可知，F1，F2，F3这3 种方案与基准模型方案F0相比，油井的产液能力随着侧积层厚度的增大而降低。

图1 曲流河点坝模型Fig.1 Reservoir architecture model of meandering river

根据式（1）选取油井后6 个月的日产液数据（投产前期油井生产不稳定），计算曲流河储层构型模式中不同厚度侧积层在不同时间点对流体运动的控制系数（表3）。从表3 可知，随着隔夹层厚度的增加，控制系数逐渐降低，则曲流河点坝内部侧积层对流体运动的控制作用随着侧积层厚度的增加而增强。

表2 不同方案的侧积层设计参数Table 2 Design parameters of lateral layer for different programs

表3 不同方案的控制系数统计（2017 年）Table 3 Control coefficient of different programs

由于基准模型的方案F0不存在侧积层，则侧积层厚度为0 m，其对流体运动的控制系数为1。将F0，F1，F2，F3这4 种方案的控制系数与侧积层厚度作交会图（图2）。通过趋势线得到了侧积层厚度与控制系数的关系式为

式中:αh为隔夹层厚度对流体运动的控制系数；H为侧积层厚度，m。

图2 侧积层厚度与控制系数交会图Fig.2 Crossplot of lateral layer thickness and control coefficient

从图2 可看出，控制系数与侧积层厚度存在良好的相关性。同理，应用上述方法分别研究侧积层的孔隙度、渗透率、水平宽度、分布频率及地层倾角等参数对流体运动的控制作用，结果表明:①侧积层厚度对流体运动的控制系数αH随着侧积层厚度H的增加而降低，对流体运动的控制作用随着侧积层厚度的增加而增强，αH=-0.087 1H+1；②侧积层孔隙度对流体运动的控制系数αφ不随侧积层孔隙度φ的增加而改变，αφ=0.9034；③侧积层渗透率对流体运动的控制系数αK随着侧积层渗透率K的增加而增加，对流体运动的控制作用随着侧积层渗透率的增加而减弱（通常侧积层水平渗透率K≤100 mD）；④侧积层水平宽度对流体运动的控制系数αR随着侧积层水平宽度R的增加而降低，对流体运动的控制作用随着水平宽度R的增加而增强，αR=-0.0007R+1；⑤侧积层分布频率对流体运动的控制系数αF随着侧积层频率F 的增加而降低，对流体运动的控制作用随着侧积层分布频率的增加而增强，αF=-0.0348F+1；⑥地层倾角对流体运动的控制系数αθ随着地层倾角θ的增加而降低，对流体运动的控制作用随着地层倾角的增加而增强，αθ=-0.414 6 sinθ+0.903 4。

对侧积层渗透率对流体运动的控制系数αK进行转换，转换后，同理对地层倾角对流体运动的控制系数αθ进行转换，转换后αθ=-0.414 6(sinθ+0.232 9)+1。至此，根据侧积层厚度、渗透率、水平宽度、分布频率、地层倾角与侧积层控制系数之间的研究成果，建立曲流河储层构型模式下侧积层的阻力系数Rc，其物理意义表示单一点坝内部所有侧积层对流体运动的阻力大小。该阻力系数可以衡量点坝内部侧积层的渗透率能力，其表达式为

式中:Rc为曲流河储层构型模式下侧积层阻力系数；R为侧积层水平宽度，m；F为侧积层分布频率，个；θ为地层倾角，（°）。

渤海L 油田南区明化镇组下段Ⅰ油组地层倾角为2°。根据该区点坝精细解剖的研究成果，设计侧积层的渗透率、厚度、水平宽度、分布频率等参数的选取范围，并将设计方案中的各项参数代入式（6），计算侧积层的阻力系数Rc（表4），作侧积层控制系数与侧积层阻力系数的交会图（图3）。

表4 各方案阻力系数统计Table 4 Resistance parameters of different programs

图3 侧积层控制系数与阻力系数交会图Fig.3 Crossplot of lateral layer resistance parameter and control coefficient

通过趋势线得到侧积层控制系数与侧积层阻力系数之间的关系式为

从图3 可以看出，侧积层控制系数与侧积层阻力系数之间存在较好的相关性。由此，曲流河储层构型对流体运动的控制系数α的表达式为

3 基于砂体构型的矢量水驱调整

渤海L 油田南区明化镇组下段Ⅰ油组储层受曲流河沉积影响，平面上各方向渗透能力差异较大，平面矛盾突出，直接影响注采井网的开发效果。为了降低曲流河储层构型模式带来的渗透能力差异，结合储层构型模式对流体运动的控制系数α，对注采井网的水驱开发效果进行精细研究，确保注入水在储层内部实现均衡驱替。

渤海L 油田南区2013年经历大规模综合调整，调整后井网由原来的反九点井网调整为五点井网。因此，以五点井网为研究对象，将五点井网划分为4 个区域，且每个区域受储层构型影响的控制系数α各不相同（图4）。

假设五点井网单一区域内的渗透率为K，孔隙度为Φ，注采井间的压力差为ΔP，水相黏度为μw，油相黏度为μo，目前含水饱和度对应的水相相对渗透率为Krw，目前含水饱和度对应的油相相对渗透率为Kro，注采井之间的距离为d，且水驱前缘前进距离为Xf。据文献［34］报道，根据Buckley-Leverett 水驱油理论，考虑储层构型对流体运动的控制作用，则注采井之间的渗流阻力为

图4 五点井网水驱前缘示意图Fig.4 Water drive front of five point well pattern

则流体的流动速度为

式中:νc为受储层构型影响下的流体运动速度，m/d；Δp为注采压差，MPa。

据文献［35］报道，根据Timur 建立的孔隙度与渗透率的关系式为

式中:φ为孔隙度，%；Sw为含水饱和度，%。

假设此时水驱前缘到达的位置为Xf，则有

式中:fw（Sw）为水驱前缘含水饱和度对应的含水率，%；t为时间，d；A为流动通过的截面面积，m2。

将式（10）—（11）代入式（12）中，令压差调整系数β=Δp调整后/Δp目前，积分整理后，可得单一区域受储层构型影响下的水驱波及系数表达式

式中:β为压差调整系数。

根据式（13）建立波及系数与控制系数的理论图版（图5）。通过对注采井组的4 个调节区域进行单独调整，使各个区域的波及系数达到平衡，从而实现井组注采结构的矢量水驱调整，将井组注采结构调整做到“单井定制”。

图5 基于储层构型模式的注采结构矢量调整图版Fig.5 Vector adjustment chart of injection-production structure based on reservoir architecture model

4 应用实例

在构型精细解剖的基础上，渤海L 油田南区明化镇组下段I3 砂体各级次构型单元的空间形态、规模、叠置组合关系明确，储层构型模式清晰。因此，选取该区域比较有代表性的D12 井组进行注采结构调整先导试验（图6）。

图6 渤海L 油田南区D12 井组示意图Fig.6 D12 well group in southern Bohai L oilfield

根据地质模式的研究成果，结合高精度地震资料及大量“对子井”、水平井、取心井资料对该区点坝内部构型进行精细解剖，预测了点坝内部侧积体及侧积层的分布状况，并建立了D12 井组储层构型分布图（图7）。

图7 渤海L 油田南区D12 井组储层构型分布Fig.7 Reservoir architecture distribution of D12 well group in southern Bohai L oilfield

D12 井于2016 年3 月实施转注作业，转注后形成五点井网。以该井组为研究对象，将井网划分为4 个区域（图7）。结合D12井组的储层构型精细解剖，可知每个区域的储层构型模式各不相同。参考渤海L 油田南区点坝精细解剖的研究成果，并结合该区域周边井实测数据，应用式（8）分别计算每个区域受储层构型影响的控制系数α。根据计算的储层构型控制系数，参考理论图版（参见图5）得到各个区域储层构型控制系数对应的波及系数（表5）。

D12 井组d2 区域与d3 区域的储层构型控制系数在0.8 左右，根据理论图版对应的波及系数也在0.8 左右（表5）。为了使d2 区域与d3 区域的波及系数达到最大化，参考注采矢量调整图版，须将压差提高1.3 倍。为此，将I09H 的生产压差由原来的1.5 MPa 提高1.3 倍，增加该井的生产能力。调整后I09H 井的生产压差为1.95 MPa，日产油由45 m3/d提高至107 m3/d，综合含水率下降了5%（图8）。同样，将H20H 的生产压差由原来的1.0 MPa 调整至1.5 MPa，调整后油井日产油增加了13 m3/d。

表5 D12 井组分区域控制系数Table 5 Control coefficient of different districts in D12 well group

D12 井组d1 区域与d4 区域的储层控制系数在0.6左右，说明该区域受储层构型影响较大。为了使D12 井组4 个区域的波及系数达到均衡，根据式（13）须要将d1 区域与d4 区域的压差提高1.7 倍。由于d2 区域与d3 区域的波及系数已经最大化，因此，扩大D12 井注入量即可增加d1 区域与d4 区域的波及系数，使D12井组4个区域波及系数均衡，达到矢量水驱的效果。2017年1月，对D12 井的注入量进行调整，由原来的250 m3/d 提高至600 m3/d，扩大了d1 区域与d4 区域的注采压差，实现了D12 井组4 个区域波及系数最大化。调整后D07 井的日产油由原来的46 m3/d 提高至60 m3/d，D13 井的日产油由原来的41 m3/d提高至75 m3/d（图8）。通过对注采结构进行矢量调整，D12 井组日产油累计增加了123 m3/d，效果显著，不仅有效减缓了产量递减，也为后续提液奠定了能量基础。

图8 渤海L 油田南区D12 井组生产动态曲线Fig.8 Dynamic curves of D12 well group in southern Bohai L oilfield

该研究成果在构型精细解剖的基础上，通过对井组注采结构进行调整，使注入水达到均衡驱替，具有较高的适用性，有效指导了渤海L 油田南区综合调整方案的实施，显著增加了油井提液及注水方案的实施效果，实现了对该区域剩余油的精细挖潜。

5 结论

（1）储层构型模式对流体运动的控制作用主要体现在对地层渗透能力的影响上，不同的储层构型模式具有不同的影响效果。

（2）曲流河点坝中的侧积层对流体运动的控制作用不随侧积层的孔隙度增加而改变；侧积层的控制作用随着侧积层渗透率的增加而减弱；侧积层的厚度、水平宽度、分布频率及地层倾角的增加均会使侧积层的控制作用增强。

（3）确定了曲流河储层构型模式对流体运动的控制系数，首次实现了储层构型对流体运动控制作用的定量表征。

（4）推导了曲流河储层构型影响下的水驱波及系数表达式，建立了基于曲流河储层构型的注采结构矢量调整图版，并在渤海L 油田南区取得了很好的调整效果，实现了对该区域剩余油的精细挖潜。