大芦湖油田高21块不稳定注水方式研究

马庆涛，吴 洁，马 骁

(1.中国石化胜利石油工程有限公司，山东 东营 257000； 2.中国石化胜利油田分公司，山东 东营 257000)

1 地质概况

大芦湖油田高21块位于东营凹陷博兴洼陷西北部、正理庄—樊家鼻状构造带西翼，地层向西北方向倾斜，倾角为4～8 °。油层埋深约为2 200～2 310 m，平均孔隙度为22.4%，平均渗透率为35 mD，层内非均质严重。大芦湖油田高21块自2001年投入开发以来，大致经历了试采开发、弹性开发、注水开发3个阶段，目前已进入高含水期，含水率为76%。由于区块储层非均质性极强，注入水沿着窜流通道流向生产井，严重影响油藏水驱波及体积，导致无效注水。因此，急需相应的技术手段改善注水开发效果。以不稳定注水技术为出发点，首先采用流线模拟和模糊综合评判相结合的方法，识别区块窜流通道，并通过现场示踪剂检测数据验证识别结果的准确性。其次，通过油藏数值模拟方法，分析区块不稳定注水方式的适应性，对比分析同步不稳定注水、全区异步不稳定注水方式，优选适合于大芦湖油田高21块的开发调整方案，从而实现改善开发效果，提高油藏采收率的目的[1]。

2 窜流通道识别研究

准确识别注采井间窜流通道是确定优选不稳定注水方式的基础。目前，国内外专家学者主要通过油藏数值模拟、数学理论等方法识别注采井间窜流通道[2-7]，但由于实际地层中窜流通道复杂，通过上述单一方法识别可靠性较差。因此，通过流线模拟与模糊综合评判相结合的方法定量识别注采井间窜流通道，提高窜流通道识别的准确性，为后续不稳定注水方式研究奠定基础。

2.1 流线模拟方法

以测井、地质等资料为基础，以油藏沉积特点为约束，利用Petrel三维精细地质建模软件，建立大芦湖油田高21块地质模型。以此为基础，通过CMG油藏数值模拟软件建立窜流通道流线识别模型。该模型通过隐压显饱法求解追踪流线前缘，通过流线疏密程度和含油饱和度分布快速、准确判明来水方向，反映水驱控制范围，体现井组注采关系及窜流通道存在可能性。考虑区块实际含油面积及井网部署情况，模型平面网格尺寸为30 m×30 m，纵向划分为5个模拟层，为保证模型的准确性，对区块的生产历史进行拟合。历史拟合后区块各井间流线分布如图1所示。

由图1可知，G21-2井与G21-1井、G21-10井与G21-11井、G21-34井与G21-3井之间流线较为密集，而与其他油井之间流线较少，由此可知，G21-2、G21-10、G21-34井注入水主要流向G21-1、G21-11、G21-3井。因此，上述井周围区域注入水不均匀，存在窜流通道。而G21-14井和G21-6井流线向四周均匀扩散，周围各油井均匀受效，注入水推进均匀，因此，这2口井周围不存在窜流通道。

图1 大芦湖油田高21块流线分布

2.2 模糊综合评判方法

窜流通道的形成受地质、开发方面诸多因素影响[8]。因此，根据区块的实际地质、开发特征，筛选影响窜流通道形成的主要因素和指标，建立窜流通道指标层次模型，其中，将地质及开发动态因素作为准则层，将渗透率、孔隙度、渗透率变异系数、油水井指数、采液指数和含水率作为指标层次模型的方案层。

根据渗透率、孔隙度、渗透率变异系数等因素对窜流通道的影响，研究确定各因素的变化范围。在窜流通道指标层次模型中，对于从属于上一层的每个因素进行两两比较，确定各因素的重要程度，并按规定的标度定量化，构成判断矩阵。判断矩阵中各元素数值采用9标度法。之后，通过方根法归一化评判指标和权重值，最后利用模糊理论方法综合处理各种动静态因素指标，得到窜流通道的静态判度FJ、动态判度FD以及综合判度FZ(表1)。

现场经验表明，当FZ大于0.6时，存在窜流通道。由表1可知，G21-2井与G21-1井、G21-6井与G21-8井、 G21-10井与G21-8井、G21-34井与G21-3井的FZ大于0.6，因此，上述井对之间存在高渗通道。

2.3 结果验证

为了验证上述窜流通道识别结果的可靠性，对G21-2、G21-6和G21-34井组实施示踪剂动态监测[9]，分别注入Gd2O3、Eu2O3和La2O3示踪剂。监测油井示踪剂产出结果表明，G21-2、G21-34井组内G21-1、G21-3井监测到示踪剂浓度值剧烈增加，最大浓度分别为220、208 μg/L，表明对应油水井间存在窜流通道，而G21-6井组内油井无示踪剂产出，因此，不存在窜流通道。现场示踪剂检测结果、流线模拟结果和模糊综合评判计算结果对比如图2所示。

由图2可知，对于G21-2、G21-34井组流线模拟、模糊综合评判、示踪剂检测结果相一致，判断G21-2井与G21-1井、G21-34井与G21-3井之间存在窜流通道；G21-6井组示踪剂检测、模糊综合评判、流线模拟结果不一致，判断不存在窜流通道。因此，流线模拟与模糊综合评判相结合方法确定的结果与现场示踪剂监测结果基本吻合。由于G21-10、G21-14井组流线模拟与模糊综合评判结果不一致，由此推断其油水井之间不存在窜流通道。通过该方法识别窜流通道具有较高的可靠性，可以降低示踪剂监测成本，识别结果可作为后续不稳定注水开发方式研究的基础。

表1 模糊综合评判方法识别窜流通道结果

图2 示踪剂检测结果验证

3 不稳定注水方式研究

矿场上，不稳定注水可分为同步不稳定注水和异步不稳定注水两种方式，其中，同步不稳定注水分为对称型和不对称型两大类，不对称型又可分为短注长停和长注短停2种方式[10-13]。结合区块窜流通道识别及不稳定注水适应性分析研究结果，共设计1组常规注水和36组不稳定注水方案，其中，同步不稳定注水方案31组(表2)、异步不稳定注水方案5组(表3)。

表2 同步不稳定注水方案

表3 异步不稳定注水方案

如表2所示，在31组同步不稳定注水方案中，方案1～8为对称周期注水方式(注水半周期与停注半周期相同)。其中，方案7采用注水半周期为15 d的交替注水方式，油井常开，方案8为交替注采且油井提液。方案9～24为短注长停注水方式(注水半周期时间短于停注半周期时间)。其中，方案24为注15 d停30 d交替注水，油井常开。方案25～31为长注短停注水方式(注水半周期时间长于停注半周期时间)。其中，方案31为注90d停75d交替注水。其余方案均为停注期采油。

如表3所示，在异步不稳定注水方案中，方案32～34注水井工作制度相同。首先，A组注水井(G21-14、G21-10、G21-6井)注水，B组注水井(G21-34、G21-2、G21-X63井)停注(第1阶段)，之后，A、B两组注水井都停注(第2阶段)，最后A组注水井停注，B组注水井注水(第3阶段)，其不同之处在于各方案油井工作制度。方案35、36注水井工作制度相同。首先，A组注水井注水、B组注水井停注(第1阶段)，之后，A组注水井停注、B组注水井注水(第2阶段)，而油井的工作制度区别同样存在区别。

以15 a累计产油量作为技术评价指标，常规注水和不稳定注水方案模拟计算结果如表4所示。

由表4可知：与常规注水方案比较，对称周期注水方案1～6的增油效果不明显，方案7、8的累计产油量有较大幅度提高，其中，方案7累计产油量最高；短注长停的16组方案均能在一定程度上起到增油降水、提高采出程度的作用，其中，方案24累计产油量最高；长注短停方案增油效果较差；除方案33外，其余异步不稳定注水方案效果均好于常规注水方案，能够起到控水增油的效果，方案36累计产油量最高，为31.75×104m3，与常规注水方案相比提高了7.33×104m3，是36组方案中的技术最佳方案。

表4 不同方案累计产油量

考虑原油销售收入、开发投资、开发期限内维修及管理费用，选取上述36组开发方案中技术评价较好的9组方案，计算15 a各方案的净现值(表5)。

表5 优选不稳定注水方案预测结果

由表5可知，除方案30，其他8组不稳定注水方案的净现值都较常规水驱方案有一定幅度提高，其中，方案36净现值最高为1 628.22×104元，比常规水驱提高1 074×104元，结合技术方案结果，确定方案36为最优方案。

综上所述，利用窜流通道综合识别方法准确识别水驱窜流通道，并结合异步不稳定注水方式可以有效提高产油量，降低含水率，从而改善高含水期油藏开发效果，具有广阔的应用前景[13]。

4 结 论

(1) 流线模拟与模糊综合评判相结合的窜流通道综合识别方法可以定量识别水驱窜流通道，识别结果与现场示踪剂监测结果基本吻合，具有一定的准确性，可作为一种识别水驱油藏窜流通道的有效方法。

(2) 对称周期注水、短注长停、异步不稳定注水方式可以起到增油降水、提高采出程度、扩大波及体积的作用。

(3) 异步不稳定注水方案36为技术、经济最佳不稳定注水方案，较常规水驱方案累计产油量增加7.33×104m3，净现值提高1 074×104元。