埕岛油田馆陶组高含水期优势流动通道识别与应用

牛明超，李现根，余子牛

（1.中国石化胜利油田分公司海洋采油厂，山东东营 257237；2.中国地质大学（北京）能源学院 100083）

埕岛油田是在前新生界潜山背景上发育的大型披覆背斜构造，主力含油层系为馆陶组[1]，目前已经进入高含水开发阶段，油藏某些层或者局部区域已经形成水驱优势流动通道[2]，平面层间矛盾进一步凸显，注水利用效率低，水驱开发效果有待进一步改善，优势流动通道的准确识别是实施注采调整的前提保证。本文以埕岛油田中一区馆陶组油藏为研究对象，利用生产动态和监测资料，结合指标计算法、吸水产液图版法、动态分析等方法，研究优势流动通道的分布，采取针对性的注采调整举措，最大限度地实现均衡驱替，改善油藏注水开发效果。

1 中一区概况

中一区位于埕岛油田西南部[3]，油藏构造简单，地层平缓，油层埋深为1 200～1 600 m，含油井段为250～340 m。储层为河流相沉积砂体，具有埋藏浅、压实作用差、物性好和横向变化快的特点，平均单层厚度为3.3 m，平均孔隙度为31.1%，平均渗透率为2 599×10-3μm2。馆陶组（Ng）上段共投产投注103 口井，井距250～500 m，油水关系复杂，平面和剖面上有多套油水系统；属于常规稠油、高渗透、高饱和的构造-岩性层状油藏。

中一区于1995 年5 月正式开发，2000 年7 月转入注水开发，开展细分加密综合调整，2012 年进入精细注水开发阶段；2016 年底，该区块平均单井日产油18.90 t，综合含水82.6%，采油速度1.03%，采出程度17.9%，地层压降2.0 MPa。目前，该区存在的主要问题是油藏整体已进入高含水开发阶段，平面、层间矛盾十分突出，水淹情况极不均匀，调整新井电测结果表明，纵向上Ng1+2-Ng3砂层组水淹相对较轻，见水厚度只占总有效厚度的3.6%，Ng4-Ng6砂层组水淹相对严重，见水厚度占总有效厚度的10.4%；平面上油水井主流线方向见水相对较严重，见水厚度占总见水厚度的75.4%，水驱动用程度仅65.2%，自然递减率8.2%，水驱开发效果有待进一步改善。

2 优势流动通道研究

采用指标计算法、吸水产液图版法、动态分析等方法对优势流动通道进行研究，建立优势流动通道的评价体系，形成一套快速识别优势流动通道的综合评价方法。对优势流动通道进行描述，为水井配注调整、低效井治理、油井参数调整等措施优化奠定良好的基础。

2.1 指标计算法

先计算井组的吨油耗水量，确定问题井组，再计算单井的累计水油比，确定连通性较强的单井。吨油耗水量越大，井组内各生产井的相对吸水量越多，井组内连通性越强；累计水油比越大，吸水量越大，连通性越强；通过产油与产水的对应关系实现高渗通道的识别。单元内的单井采用单井累计水油比来评价，单井的水油比越大，说明单井存在的无效循环就越大，流通性就越强，高渗通道的级别就越高。

建立区块典型井组概念模型，定压差生产，利用Eclipse 软件模拟计算注水量、产液量、含水率等开发指标的变化，结合主体区馆陶组井间同位素示踪及压力降落监测结果，确定指标分类界限。

吨油耗水量的判断界限：吨油耗水量大于16 m3/t，为突进厉害储层，优势流动通道评价为4 分；吨油耗水量大于12 m3/t，且小于16 m3/t，为大孔道储层，优势流动通道评价为3 分；吨油耗水量大于6 m3/t，且小于12 m3/t，为小孔道储层，优势流动通道评价为2 分；吨油耗水量小于6 m3/t，为相对均质层，优势流动通道评价为1 分。

累计水油比的判断界限：累计水油比不大于1，评分为1；累计水油比大于1，且不大于3，评分为2；累计水油比不大于4，且大于3，评分为3；累计水油比大于4，评分为4。

2.2 吸水产液图版法

该方法是以相对吸水量和吸水强度比为横纵坐标绘制图版[4]，其中相对吸水量为注水井吸水量最大层段吸水量占全井吸水量的百分比，该值越大，注水井通道发育级别越高；吸水强度比为全井吸水强度与吸水量最大层段吸水强度的比值（吸水强度比），该值越小，通道发育级别越高。统计区块所有注水井的吸水情况，运用聚类和人为划分的方法将图版划分为4 个区域：相对均质流动区、弱优势流动通道、优势流动通道、极度优势流动通道（图1）。在确定井组存在优势流动通道基础上，结合油水井渗透率资料以及油井生产动态，最终确定注水井优势流动通道方向。

图1 注采单元优势流动通道判别法

2.3 综合评价法

综合以上两种方法，对中一区油藏的连通性进行综合分析，其评分结果标准如下：总分不大于4，为渗透率相对均质单元；总分大于4，且不大于7，为存在弱优势流动通道单元；总分大于7，且不大于10，为存在强优势单元；总分大于10，为存在强优势流动通道单元（表1）。

2.4 动态分析法

依据注水井吸水剖面测试资料，判断注水井的主要吸水层位；根据主要吸水层位上对应油井生产变化情况，结合油井对应其他注水井的注水情况，并参考数值模拟流线结果，判定注水井主流线方向。

表1 中一区连通性综合评价

如CB11F-1 注采井组，CB11F-1 井注水层位为个小层，吸水剖面资料显示其在层长期超注。而在层上，对应的CB11NA-3 井、CB11NB-8 井、CB11F-3 井、CB22E-7 井四口采油井中，CB11NA-3、CB11NB-8 井含水均大于80.0%。2014 年6 月，CB11NA-3井含水上升较快，结合当时该井周围注水井累注情况以及数值模拟流线结果分析，CB11NA-3 井主要来水为CB11F-1 井的层。高含水CB11NB-8 井从2013 年6 月开始含水上升较快，从当时周围累注情况分析，该井主要来水为CB11F-5 井的层。

3 优势流动通道开发中的应用

在优势流动通道识别基础上，立足于油水井两端治理并重，通过优选油井提液、精细注采调配等手段，达到增加驱替压力梯度、调整注入产出剖面、优化流场分布、扩大水驱波及，实现降低油井含水、提高原油产量的目的[5-6]。

水井是治理的源头，以弱势流动通道方向水井井层提高配注，优势流动通道方向水井井层下调配注为指导原则，共实施水井配注优化53 井次，年增油1.04×104t。

由于油井液量整体偏低，油井治理方向的重点是提液引效。对于主要因堵塞原因造成的低液低含水井采取氮气泡沫返排、分层挤压充填等措施，共实施油井作业治理13 口，平均单井日产液量提高65.80 t，平均单井日增油12.10 t，年增油4.43×104t；对于生产参数偏小的低含水油井，共实施放大生产参数23 口，平均含水下降0.4%，平均单井日增油3.60 t，年增油2.01×104t[7-8]。

治理后，中一区开发形势明显好转，单井日产油量稳中有升，平均单井日产油增加0.40 t，自然递减率由8.2%降至5.6%，含水率由3.8%降至2.1%。

4 结论

（1）综合运用指标计算法、吸水产液图版法、动态分析等方法研究优势流动通道，建立了优势流动通道的评价体系，实现了高渗通道的快速识别。

（2）根据高渗通道识别结果，针对性地加大油水井联动治理力度，中一区实施“提、控、引”注采调整措施91 井次，年增油7.48×104t，区块开发效果明显好转，验证了该方法的实用性。