水平井化学调驱效果评价新方法及其矿场应用

翟上奇，孙广义，常会江，陈晓明，张言辉

(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)

自2002年起，化学驱已在国内外多个油田开展了大规模应用，并取得显著的经济效益。定向井相对于其他井型而言成本较低，且便于油藏后期开发调整，目前的化学驱矿场实施以定向井开发为主[1-7]。Batonyi等[8]研究发现，定向井开展化学驱过程中，较高的注入速度会导致机械降解，从而影响化学驱实施效果。Beliveau等[9]研究表明，水平井相较于定向井具有更高的注入能力、更大的波及面积。

水平井与化学驱结合有助提高化学驱采收率，是抑制含水上升、提高采收率的有效手段。曹绪龙等[10]从室内研究、机理探讨方面分析了国外稠油化学驱研究与应用进展，于天忠[11]通过开展水平井化学驱室内物理模拟实验，初步分析了水平井化学驱的驱油机理与生产动态；张立辉[12]、刘平等[13]开展了水平井聚合物驱后剩余油室内实验，优选了适合于水平井的注采井网模式，水平井最佳井网模式为一注一采井网。由于室内实验受所用岩心限制，储层物性及布井模式单一，与矿场生产实际有较大差距。矿场实践应用中，对于已实施化学驱矿场试验区域效果分析及未来有利区筛选鲜有学者研究。

1 化学调驱效果评价方法优选

行业标准中，化学驱效果评价一般采用累积增油量(或吨聚合物增油量)及含水下降幅度2个参数，该参数能够简单评价化学驱应用效果，但无法反映化学驱效果差异出现的根本原因。部分学者引入了如含水下降速度、日产油上升速度、单位含水增油率等参数完善化学驱评价体系[14-15]，但未能将评价参数与油田的地质油藏因素建立联系，无法反映化学驱应用区块的主要开发矛盾，不能为后续扩大应用提供依据。

笔者选用图版形式评价[16-18]，通过确定合适的横、纵坐标代表化学驱的应用效果，并建立横、纵坐标与地质油藏关键参数的联系，然后根据实际区块化学驱应用效果，使不同评价单元落在图版的不同区域，以此确定效果评价分级标准。图版评价方法的优势在于可直观形象地评价各类型区块水平井化学驱的开发效果，便于明确效果差异的地质或油藏原因，分类结果与评价单元或区块主要开发矛盾相匹配。

2 图版评价方法

横、纵坐标参数的选择依据已实施水平井化学调驱井组的生产特征，确定表征调驱效果的特征参数，该参数既能体现油田区块地质油藏条件，又能反映后期人为开发因素对化学驱效果的影响。

2.1 坐标参数优选

图1 生产井含水变化曲线模式图

图中1代表含水下降幅度；2代表有效期；3代表含水低值期时间。含水率变化曲线与时间轴围成的面积大小可代表水平井化学调驱效果，根据三角形与梯形的面积确定方法可知：1代表三角形与梯形的高；2、3分别代表三角形与梯形的下底、上底。以上3个特征参数可大致确定水平井化学调驱效果优劣。将含水下降幅度及有效期分别定义为水平井化学驱效果评价图版的横、主纵坐标，将含水低值期时间定义为图版的次纵坐标。以上横纵坐标大小皆为地质油藏特征的综合反映。

2.2 分类原则

横、纵坐标参数确定后，需合理划分图版各区域类别。分类原则有两个方面：一是根据横、纵坐标参数范围，在最大和最小范围内尽可能均分；二是根据评价单元数量进行均分，避免某一类别过多或过少。

2.3 图版建立

根据分类原则，将评价单元分成3类，采用三分法，即分为好、中、差3类评价水平井化学驱开发效果。越靠近评价图版右上方，代表该单元内水平井化学驱开发效果越好；越靠近图版左下方，代表该单元内水平井化学驱开发效果越差。

3 应用实例

3.1 油田概况

A油田是渤海首个依托单砂体采用水平井开发的河流相油田，平均孔隙度为31.8%，平均渗透率为1 857×10-3m2，整体上属于高孔高渗储层，地层原油黏度为2.22～22.80 mPa·s。A油田主力砂体采用水平井不规则井网注水开发，油水井井距300～400 m，油田目前采出程度为24.6%，平均含水率为83%，已进入高含水开发阶段。

3.2 开发效果分类

A油田在2015～2018年陆续实施了10井组27口水平井聚合物微球调驱措施，井组设计注入量0.02 PV，不同井组调驱效果存在差异，但整体上水平井微球调驱措施在A油田取得了较高的增油量及经济效益。其中，不同井组地质油藏基本参数及效果评价特征参数分别见表1、表2。

表1 A油田水平井调驱井组地质油藏基本参数

表2 A油田水平井调驱井组效果评价特征参数

数值模拟方法采用CMG油藏数值模拟软件，地质油藏参数设计均参照油田实际，变化范围如表3所示。

表3 A油田水平井调驱数值模拟地质油藏参数设计范围

在横、纵(主、次)坐标计算及水平井调驱效果评价标准建立的基础上，根据图版建立方法，建立A油田水平井调驱效果评价图版，如图2所示，将不同井组调驱效果划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类，位于图版右上部的井组为Ⅰ类区块，调驱效果最好；位于图版中部的井组为Ⅱ类区块，调驱效果中等；位于图版左下部的井组为Ⅲ类区块，调驱效果较差。

图2 A油田水平井调驱效果评价图版

3.3 水平井调驱效果主控因素

为分析不同井组水平井调驱效果差异原因，为后续调驱井组筛选提供依据，采用灰色系统理论法[19-24]对水平井调驱地质油藏影响因素与效果评价特征参数关联性进行计算，灰色系统理论法源数据采用油田实际调驱井组与油藏数值模拟结果，具体步骤如下：

第1步：确定分析序列，确定因变量及自变量因素。各因变量数据构成参考序列，各自变量数据构成比较序列，分别表示为：

XO=(XO(1)，XO(2)，…，XO(M))

Xi=(Xi(1)，Xi(2)，…，Xi(M))

调驱效果评价中自变量Xi包括地质因素：渗透率级差、渗透率变异系数、地层系数；油藏因素：井控程度、非润湿相流度、含油饱和度、采出程度、压力保持水平、含水率、存水率。

调驱效果评价中因变量XO包括含水最大下降幅度、有效期、含水低值期时间。

第2步：初始序列的无量纲化；

第3步：求参考序列XO与各比较序列Xi的关联序列：

(1)

式中：ρ为分辨系数，0<ρ<1，一般取ρ=0.5。

第4步：求关联度：

(2)

各地质油藏主控因素与水平井调驱效果评价特征参数的关联度如表4所示。

表4 地质油藏主控因素与效果评价特征参数关联程度

研究表明，该类油田开展水平井化学调驱可取得显著效果。其中，非润湿相流度及调驱前井组含水率对含水下降幅度及有效期的影响较大，直接决定了化学调驱最终增油量，其次是渗透率级差及含油饱和度。压力保持水平及井控程度对含水下降幅度及有效期影响相对较小，但对含水低值期作用较大。

3.4 不同类别水平井化学调驱开发特征

Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类井组调驱效果主控因素及特征参数分布范围如表5所示。Ⅰ类井组储层物性较好，局部存在优势渗流通道，渗透率级差较大，整体注采状况良好，区域井网控制程度较高，压力保持水平较好，含水率较高。但受储层非均质性影响，局部存在储量动用程度较差现象，造成剩余油富集。该类井组开展化学调驱可以有效改善储层非均质性，抑制含水上升，提高区域采收率。

表5 A油田水平井调驱井组筛选标准

Ⅱ类井组储层非均质性一般，井控程度有限，压力保持水平一般，进入高含水期及特高含水期后，含油饱和度较小，可动油储量较低。该类井组开展化学调驱后，含水下降幅度较小，有效期与含水低值期中等，提高采收率幅度有限。

Ⅲ类井组储层非均质性较强，渗透率级差大，该类井组以单向水驱为主，注水方向单一，井网控制程度较低，一般由于强注强采造成局部水淹，无效水循环现象严重，井组压力保持水平较低。该类井组开展化学调驱储层非均质性没有明显改善，含水下降幅度及有效期短，含水回升速度快，化学调驱可作用范围有限。

表5为不同级别水平井调驱效果地质油藏参数及特征参数分布范围，对调驱效果评价结果的区分度较高，从Ⅰ类到Ⅲ类井组，压力保持水平、含油饱和度、井网控制程度规律性减小，渗透率级差、含水率在变化中存在拐点，过低或过高均不易取得最佳调驱效果，可见该方法能够合理区分各类井组，评价结果也符合地质油藏认识。

3.5 调整措施制定

Ⅰ类井组是未来开展水平井化学调驱筛选目标区域；Ⅱ类井组可通过将调驱时机提前、提升地层压力水平等方式改善调驱效果；Ⅲ类井组可通过井网调整，提高井控程度，减少无效注水，提升压力保持水平等方式改善调驱效果。

2018年，A油田进行调驱井组筛选，9月开始实施调驱，调驱井组A53H、A59H井组地质油藏参数如下：渗透率级差为8；井网控制程度为66%；含油饱和度为54%；压力保持水平为97%；含水率为84%。两水平井组实施化学调驱后，单井含水下降幅度达14%，有效期为0.024PV，含水低值期时间为0.069PV，提高阶段采收率2.9%，实施效果达到Ⅰ类水平。

提出的开发效果评价图版主要用于中轻质注水开发油田，尤其适用于开发单元多、地质油藏参数复杂、开发效果差别较大的断块油藏。

4 结论

(1)根据水平井化学调驱井组含水变化规律曲线获得表征调驱效果的特征参数，依此建立了一种水平井调驱开发效果评价图版，具有应用简单、评价结果直观等优点。

(2)越靠近图版右上方，评价单元的调驱效果越好；越接近图版左下方，评价单元的调驱效果越差。该方法的评价结果与实际井组调驱效果相匹配，符合对油田地质油藏特征的认识。

(3)中轻质油田开展水平井化学调驱可取得显著效果。其中，选取合适的调驱时机、渗透率级差，提高井网控制程度、含油饱和度、压力保持水平，可最大程度提升水平井化学调驱效果。