水平井注采井网优势通道识别及提高采收率的研究与应用

杨劲舟，鞠 野，李建晔，徐国瑞，刘光普，李海峰

(中海油田服务股份有限公司，天津 300459)

水平井具有采油速度高、控制面积大、生产压差小等优势，在海上油田广泛应用。通过合理布置水平井井位，在相同注入压力和生产压差条件下可以提高注水量及油井产能，并且，水平井网注采模式下可形成线性驱，延长注入水突破时间，提高注水波及效率。但是，随着注水时间的延长，优势通道逐渐形成发育，注入水突进，油井含水迅速上升，产量递减严重，影响油田整体开发效果。

在水平井网优势通道封堵及治理过程中，由于水平井出水问题复杂、优势通道判断及识别方法有限，导致调剖技术针对性不强、工艺设计缺乏依据、措施成功率低、效果较差[1]。因此，准确判断水平井出水类型及对优势通道实现定量化分析成为决定水平井调剖效果的关键因素。对生产动态数据、数值模拟结果、示踪剂解释等资料开展综合分析，可形成水窜通道量化表征方法，为调剖体系优选及工艺参数优化提供依据。

1 优势通道综合研判

渤海B油田采用一注二采水平井网注采模式开发，平均孔隙度为34%，平均渗透率为2 200 mD，为高孔高渗储层，平面上砂体物性差异较大，渗透率分布范围为26～3 700 mD，非均质性较强。注水井C1H井水平井段长253 m，吸水剖面测试结果显示，水平段根部10 m及趾部35 m相对吸水量较大，占比分别为21%、52%，对应油井C2H、C3H含水率均在80%以上，注采井间存在优势通道。

根据油井产油量及产水量数据，在双对数坐标中绘制出水油比WOR和水油比导数WOR'随时间的变化规律，结果如图1所示。由图1可以看出，油井无水采油期较长，水油比WOR初期上升较慢，见水后，油井含水突升，水油比WOR快速上升，水油比导数WOR'整体呈上升趋势，根据水平井水窜类型识别方法，判断其为明显的注入水水窜类型。含水率随无因次累产油量的变化曲线如图2所示。由图2中可以看出，曲线类型为凸S型，可判断油井为点状见水局部水淹出水模式，表明井间存在发育程度较高的优势通道。

图1 C2H井、C3H井水油比及水油比导数曲线Fig.1 Water oil ratio and derivative curve of water oil ratio of well C2H and well C3H

图2 C2H井、C3H井含水率与无因次累产油曲线Fig.2 Water cut and dimension-less comulative oil procuction curve of well C2H and well C3H

利用优势通道识别及参数优化软件，结合油藏工程方法可对水平井优势通道进行识别并实现定量化描述，进而根据优势通道发育情况对封窜段塞进行优化，制定出合理的封窜半径、段塞用量、累增油量等参数，以实现对工艺参数的定量化设计[2]。

优势渗流通道软件模拟结果如图3、表1所示。由图3、表1中可以看出，注水井C1H井趾端与油井C3H井趾端发育强窜流通道，有效渗透率达到4 926 mD，孔道半径为11.36 μm，窜流速度为19 m/d，综合窜流指数为0.77；注水井C1H井跟端与C2H井趾端、C3H井跟端也发育强窜流通道，窜流速度超过10 m/d，综合窜流指数大于0.6。

表1 井组优势通道分级表Table 1 Clabsification of domin ant channels of well cluster

图3 井组孔道半径及窜流速度图Fig.3 Hole radius and chcrmeling velocity of well cluster

优势通道主要分为水淹层和大孔道2种，通常情况下，水淹层渗透率相对较低，但体积较大、波及面积大；大孔道渗透率较高，但体积较小、波及面积小，根据示踪剂监测方法，可进一步判断优势通道类型并量化优势通道发育程度[3]。另外，可通过数值模拟方法对示踪剂结果进行分析，计算得到优势通道体积，为封窜段塞用量设计提供依据。

示踪剂监测结果如表2、图4所示。

表2 C2H、C3H井见剂参数统计表Table 2 Statistics of additive parameters of C2H and C3H wells

由表2、图4中可以看出，C2H井见剂时间为4 d，见剂峰值为70.88 μg/L，见剂速度为87.5 m/d；C3H井见剂时间为5 d，见剂峰值为35.76 μg/L，见剂速度为72 m/d，油井见剂速度快、波峰大、波长短，该特征通常存在于一注一采或一注两采水平井网中，为注入水窜流的显著特征，表明井间存在高强度优势通道，适合开展高强度调剖作业。

图4 C2H、C3H井示踪剂产出曲线Fig.4 Tracer production curve of wells C2H and C3H

基于质量守衡原理及达西定律建立数学模型并进行求解，根据具体油藏条件建立地质模型，输入静态参数、动态参数及示踪剂解释结果，拟合产出曲线，可得到优势通道厚度和渗透率分布图[4]，如图5所示，同时计算出优势通道位置、厚度、渗透率、孔喉半径及水窜通道体积，如表3所示。

图5 井组水窜通道厚度及渗透率分布图Fig.5 Distribution of water channeling channel thickness and permeability of well cluster

表3 优势通道参数表Table 3 Parameters of advantageous channels

综合吸水剖面、油水比及其导数曲线、优势通道软件模拟、示踪剂解释及其模拟结果对井组优势通道发育程度进行定量分析，确定调剖设计思路，为封窜体系选择及工艺参数设计提供依据[5]。

2 封窜体系优选及评价

根据优势通道分析结果，井组发育强水窜通道需通过调剖措施优选高强度封窜体系，最大程度抑制优势通道[6]。设计思路为多段塞组合方式，逐级封堵优势通道，以保证措施效果。

基于优势通道发育程度确定封窜体系优选原则[7]：(1)体系强度高，为连续相，封堵后不运移；(2)低阻力系数，注入性好，优先进入优势通道；(3)可实现深部运移，提高作用距离，以增加封堵强度并避免注水绕流；(4)承压能力强，耐冲刷性能好；(5)封窜后通过深部调驱、协同增效，以延长有效期。

因此，封窜体系优选高强度延缓交联聚合物凝胶体系，并通过优化配方，实现成胶时间及成胶强度在较大范围内可控[8]。凝胶体系配方表如表4所示。

表4 聚合物凝胶体系配方表Table 4 Formulation of polymel gel system

凝胶成胶实验结果如图6所示。由图6中可以看出，凝胶初凝时间3～4、6～7 d后达到最高强度，通过调整配方浓度，成胶强度可实现在15 000～70 000 mPa·s范围内可调，最高强度可达到G级。

图6 聚合物凝胶成胶曲线Fig.6 Gel curve of polymer gel

通过调节助剂质量分数对凝胶成胶性能进行评价，将助剂质量分数提高1 000 μg/g，初凝及成胶时间降低1 d，成胶强度有所增加。如不加助剂，凝胶成胶时间大大延长，可以通过调节助剂质量分数实现对凝胶成胶时间的控制[9]，结果如图7所示。

图7 助剂质量分数对评价实验影响Fig.7 Effect evaluation experiment of additive concentration

根据优势通道模拟结果，选取渗透率为4 000 mD的岩心及高强度凝胶体系开展注入性及封堵性评价实验，结果如图8所示。由图8中可以看出，凝胶体系阻力系数较低，从封堵率和残余阻力系数来看，岩心整体封堵率大于98%，后续累计水驱3PV后，残余阻力系数保持稳定，表明凝胶体系具有良好的封堵性能和耐冲刷性能，可实现对高强度水窜通道的有效封堵[10]。

图8 凝胶体系注入及封堵性评价实验Fig.8 Injection and plugging evaluation of gel system

3 封窜段塞参数设计

基于优势通道渗流分析结果绘制调驱半径和封堵强度响应面图(见图9)，当封堵半径为28.11 m、封堵强度为36.71时二阶导数最小，为最优作用半径及封堵强度，设计封窜段塞用量9 690 m3，预测增油5 509 m3。

图9 工艺参数敏感性分析图版Fig.9 Sensitivity analysis chart of process parameters

综合优势通道分析、优势通道体积、经验公式等计算结果并结合油藏工程方法[11]，最终确定封窜段塞注入量8 900 m3，预测增油量5 200 m3。

4 调剖措施效果

渤海B油田C1H井进行调剖作业，对井间优势通道采取封堵措施后效果显著，对应油井C2H、C3H井含水明显下降(见图10、图11)，C2H井含水降低6%，日增油40 m3；C3H井含水降低22%，日增油35 m3，3个月内2口井增油超过6 000 m3。

图10 C2H井措施效果统计Fig.10 Effect statistics of C2H well measures

图11 C3H井措施效果统计Fig.11 Effect statistics of C3H measures

5 结论

(1)通过分析水油比及水油比导数随时间的变化规律，可确定油井出水模式；

(2)通过数值模拟方法可对水平井网开发油藏水窜通道实现定量分析；

(3)根据示踪剂解释结果确定优势通道类型并量化优势通道发育程度；

(4)基于优势通道综合分析结果确定封窜体系优选原则，为段塞用量等工艺参数设计提供依据。