北布扎奇油田VI区的水流优势通道

池云刚，唐致霞，魏静，周惠泽，张文辉

（新疆科力新技术发展股份有限公司，新疆 克拉玛依 834000）

稠油油藏的水油比大，水驱易行成水相突进，相比一般油藏更易形成水流优势通道。目前水流优势通道的识别方法较多，主要有霍尔曲线法、吸水剖面法、示踪剂法、井间生产动态响应关系法等，这些方法是从开发角度来识别水流优势通道[1-7]。John Davies 等[8]利用井间DTS（分布式光纤测温系统）技术识别Danish海上油田的贼层。窦之林等[9-10]提出了利用动态生产数据识别大孔道，并运用数学模型模拟水流优势通道参数（方向、厚度、孔喉参数等）。曾流芳等[11-12]利用灰色关联理论结合生产动态数据识别优势大孔道。汪玉琴等[4-5]应用井间示踪剂技术识别井间水流优势通道。区别于这些传统的水流优势通道识别技术，目前，对于开发面积大，水流优势通道大面积发育的油田，运用数值模拟进行识别的研究较少，并且这些数值模拟技术主要为有限差分计算模型[13-19]。本文旨在利用流线型数值模拟技术识别研究区目的层水流优势通道，进而表征其分布规律及发育程度，为挖潜剩余油提供技术支持。

1 地质及开发概况

北布扎奇油田位于里海东北部海岸的布扎奇半岛西北端（图1）。构造总体上为一个被断层复杂化的背斜。地层从下至上发育上泥盆统、石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系及古近系（图2）。

北布扎奇油田开发目的层是白垩系K2油层和侏罗系油层，其白垩系油藏中层深度平均为350 m，原始油藏压力为4.03～4.30 MPa，油藏温度约29 ℃；侏罗系油藏中层深度平均为440 m，原始油藏压力为5.02～5.30 MPa，油藏温度约33 ℃。白垩系K2油层和侏罗系油层原油黏度分别为480 mPa·s和366 mPa·s，原油密度分别为0.926 g/cm3和0.922 g/cm3，均为普通稠油油藏[20]。白垩系K2油层和侏罗系油层平均孔隙度分别为30.3%和32.8%，平均渗透率分别为1 532 mD 和2 016 mD，平均原始含油饱和度分别为64%和71%，侏罗系油层物性优于白垩系，该油田是一个大型浅层带气顶的高孔高渗边底水稠油油藏（图3）。

北布扎奇油田于1999 年投入开发，经历初期试采评价、快速上产、高产稳产等阶段，目前处于产量递减阶段。由于大规模转注水未能补充上油田持续开发中压力下降造成的能量损失，以及早期笼统注水，导致含水率上升较快，油田进入高—特高含水开发阶段。特别是Ⅵ区油藏内部有高渗带存在，注水过程中，在地层中形成了大量的无效水循环，这是低产低效油井出现的主要区域。寻找无效注水通道是改善注水开发效果的基础与关键。

2 水流优势通道识别

本文应用流线型数值模拟技术，对研究区水流优势通道进行识别。该技术可快速直观地显示油藏任一时间点流线分布，为水流优势通道分析提供了新方法。模拟的结果可以给出不同时间井组的注采关系，进而为优化注水开发提供依据。流线模拟有别于传统的有限差分模拟，有限差分模拟中流体沿网格流动，而流线模拟中流体沿压降方向流动，将三维模拟转化成一维流线模型，计算速度快，可处理大型精细模型，提高整体历史拟合精度，模拟更接近油藏实际。

该方法考虑到了可压缩性、重力作用以及毛细管力作用的影响，还考虑其他复杂矿场实际情形，如双重介质、吸附、化学反应、不等温渗流等。该方法对低渗和高渗储集层、稀油和稠油油藏均适用，也适用于储集层单层或多层发育的大型油藏的气驱和聚合物驱，但要考虑吸附作用、黏度变化和渗透率下降。其中水驱开发方式机理较简单，流线型数值模拟方法适用性较好。

2.1 水流优势通道定量表征

Ⅵ区水流优势通道模型确立步骤如下：①地质建模，在综合地质研究的基础上，导入全区721 口井数据资料，包括井位、井轨迹、补心海拔深度、小层数据、断层数据等，建立三维地质模型，为油田追踪模拟提供静态参数场，通过地质模型数据体定量表征油藏静态特征，进行地质统计和储量核算；②动态参数输入，输入油水井生产数据、射孔、调补层及分层注入井等数据进行拟合，充分利用动态测试资料，如吸水、产液剖面、水淹层解释数据，利用上述动态测试数据对模拟过程加以约束，可有效提高模拟结果的合理性和准确性；③动态拟合，完成渗流机理计算，在此基础上进行生产历史拟合，该过程中设定高含水阶段（含水率大于90%）单井含水率拟合误差小于0.7%，保证拟合结果的高精度，再进行全区及单井的生产数据与模拟结果对比（图4），结果表明拟合达到标准。

经过上述步骤完成动态拟合，并在此基础上识别出水流优势通道并明确其分布情况（图5）。结果表明，全井区注水井与周边采油井之间小层共发育2 449 个水驱通道，平均每口注水井有9 个通道。为了进一步识别窜流程度，以小层含水率以及波及系数为标准，共划分出5 个级别（表1）。本文波及系数是指注入液（水）在油层中的波及程度，即注入液驱洗过的油层体积占油层总体积的比例。目前全区油井的平均含水率为93%，Ⅰ类和Ⅱ类通道是无效循环的水驱通道，占据总量的51%，其波及系数低，仅为0.120～0.175，此类通道是措施调整的重点。

表1 窜流通道级别统计Table 1.Statistics of water flow channels by class

2.2 水流优势通道概率分布

为了研究水流优势通道的概率分布，在基本稳定的井网、生产基本稳定的时间段，对Ⅵ区所有注采单元日注水量的概率进行统计，分析不同水流优势通道等级内水流的构成比例。统计发现主要分为4 个阶段（图6）。非优势水流阶段（OA段）占70%样本，日注贡献35%，在A临界点，样本和日注累计概率相差最大；较强优势水流阶段（AB段）样本累计概率曲线明显变缓，日注累计概率曲线斜率基本不变，反映出注采单元数量明显减少，但对流量的贡献基本不变，可以认为已经进入优势水流阶段；强优势水流阶段（BC段）样本累计概率曲线非常平缓，日注累计概率曲线虽然变缓，但较样本累计概率曲线仍然陡得多；特强优势水流阶段（CD段）与BC段相比，样本累计概率概率曲线更平缓，但该段对应的优势通道贡献的注水量较大，反映特强优势水流的特点，反映注采单元数量极少，但流量很大，在整个统计样本中占据明显优势。研究区数量占10%的优势水流单元，仅占据15%的体积，却贡献了40%的全井区的注水量；占65%的注水量为低效注水无效循环，占据35%的体积，形成30%的水流优势单元，这一现象表明优势水流通道的数量较少，所占储集层体积有限，但占据了多数水量，导致注水低效甚至无效循环。

2.3 识别结果验证

为了验证水流优势通道识别结果，选取NB633注水井组，进行现场同期示踪剂测试（图7）。对比可知，井组水流优势通道方向模拟结果与实际的总体趋势基本一致，具有一定的可靠性，可真实反映注水井与产油井之间水流通道。

3 水流优势通道分布规律

应用水流优势通道识别技术，对Ⅵ区侏罗系水流优势通道进行识别，结合沉积相与水流优势通道叠合图（图8），主河道位置是水流优势通道形成的主要区域，特别是注水井和生产井连线平行于主河道的方向。NB27 注入井周边是水流优势通道集中出现的区域，对比不同时间段NB27井周边水流通道的变化（图9），可以看出，该井水流通道初期呈辐射状向各方向均有展布，含水率相对较低；随着新油井的投产以及注采关系的变化，在2017 年10 月水流优势通道仅在西部单方向集中发育，通道方向油井末端含水率升高（大于90%），平面通道变化显著，说明油水井的生产时间长、累计注入量高及优势通道日产液量较大的井附近，更易于生产，并且优势通道会随油井投产及注采关系调整而变化；注入井和产油井间的距离越小，越易形成水窜通道。

4 水流优势通道的利用

4.1 剩余油分布分析

将模型模拟水流优势通道的结果与可动油饱和度计算结果相叠加，通过对比发现：白垩系井控相对集中，注采井组窜流通道局部形成，窜流量不大，且主要集中在Ⅵ区西部和中—北部。注采井网不完善，注采层位对应性差，以多数侏罗系井上返开采为主，整体动用程度低。而侏罗系注采井组窜流通道全区分布，窜流量大，低效无效注水循环严重；油井控制程度相对较高，但油藏储量大，有效厚度大，层内注采差异大，纵向动用程度低，剩余油丰度高。白垩系和侏罗系的主力层可动油未动用区均较多，水淹状况平面差异较大，井间存有大量剩余油，但侏罗系水流优势通道发育程度明显高于白垩系，剩余油储量也高于白垩系（表2）。

在剩余油研究的基础上，对Ⅵ区各小层当前剩余油分析（表2），可以看出主力产层为白垩系的K2-B2、K2-B1和K2-C1，地质储量的采出程度相对较低，为3.82%～9.93%，侏罗系的J1-B、J1-C 和J2-A 采出程度相对较高，为13.76%～16.47%，全区小层的水驱波及系数较低，仅为0.15～0.29，提高小层的波及系数是提高油田最终采收率的关键。

表2 Ⅵ区分小层剩余油统计Table 2.Statistics of remaining oil in sublayers in Block Ⅵ

4.2 低效井分析

目前，研究区存在大量的低效井，且其形成原因不明，本文从水流优势通道角度对其进行分析。Ⅵ区现共存在3 种类型的低效井，即超高产液井、注水量调整对周边油井产量影响明显的注水井、对产液量和注水量变化敏感的井，本文只针对前2 种低效井进行分析。

4.2.1 超高采液井

统计了2017年10月本区不同产液量级别的井所占比例，当月Ⅵ区总井数721 口，日产液量为3.2×104m3，平均日产液量小于45 m3的井仅占总井数12.0%，日产液量大于115 m3的井的总产液量占全区产液量的50.23%，日产液量大于200 m3的井为4.7%，占全区产液量的25.25%，日产液量大于250 m3的井为1.2%，占全区产液量的7.73%（表3）。针对超高产液井，找出对其影响较大的注入井及层位，特别是对油井端产油贡献较低的注水井，通过合理控制注入量，逐步降低相应层位的注水量，最好都进行分层注水工艺处理，来提高纵向动用程度。

表3 不同级别产液量的井在Ⅵ区所占比例Table 3.Proportion of wells with different levels of liquid production in Block Ⅵ

对井区最高产液量的油井NB6220-3井水窜通道的层位进行识别，连续时间段内流管比较粗的相同注采井，表明该注采井之间存在优势水流通道。油井NB6220-3 井白垩系油层产液量多数来自于注水井NB6600 井和NB6232 井（图10），其次是NB6221 井和NB14 井；其侏罗系油层产液量主要依次来自NB6221井、NB6236 井和NB14 井。分析结果表明：NB6221 井和NB6600 井与NB6221 井在侏罗系和白垩系均形成明显的井间水窜优势通道，计算2017年9月通道内含水率接近或达到100%，也就是这条通道仅仅是水，没有任何产油量贡献，其中NB6221 井累计无效注水137 m3/d，实际上生产井NB6220-3 井9 月份平均日产液量为315 m3，日产油量为6.7 t，含水率高达98%，其中43%的液量长期处于无效循环开采。

综合生产动态及井组水流优势通道研究，建议NB6221 井侏罗系油层注入量关闭，同时将白垩系油层的分层注入量降低到30 m3/d，NB6600 井进行分层注水，白垩系油层的注入量降低到100 m3/d，预测实施措施后生产井NB6220-3井在保证采油量基本不变的情况下，含水率下降5%。

4.2.2 注水量调整对周边油井产量影响明显的注水井

选取研究区此类典型注水井NB27 井进行分析，从2002 年至今，已累计注入水348.4×104m3，日均注水量为872 m3。应用水流优势通道识别技术，识别注水井NB27 井主要影响油井及小层，从优势水流通道图中可以看出，NB27 井与周边12 口生产井有明显注采关联性，主要影响油井NB6223 井和NB30-1 井方向，主要影响J1-B 小层（图11）。模拟计算结果表明，当NB27 井的注入量减少到218 m3/d，能显著的影响井组产量，日产油量降低为7.75 t。该井前期主要起到污水回注的作用，后期注水能有效保持该井区地层压力以及注采平衡，起到不可替代的作用，因此，NB27 井可以适当增注，既可以保持地层压力也可以提高产油量。

5 结论

（1）研究区Ⅰ类和Ⅱ类通道是无效循环水驱通道，数量较少，所占体积有限，但占据了多数水量，导致注水低效甚至无效循环，而且其波及系数低，这2类通道是措施调整的重点。

（2）形成的通道数和注入井与连通生产的油井之间的距离成反比；主河道位置是水流优势通道形成的主要区域，特别是注水井和生产井连线平行于主河道沉积方向；生产时间长、累计注入量高、日产液量较大的井附近，产生优势通道的概率更大一些，并且优势通道会随油井投产及注采关系调整而变化。

（3）流线型模拟方法将三维的油藏数值模拟问题转换成沿着流线的一系列一维问题进行求解计算，减小了运算量，提高了运算速度；该方法能更准确地描述流体在地下多孔介质中的流动轨迹，在驱替过程中可以保持明显的驱替前缘，减少了网格取向对于模拟的影响，降低了求解过程中的数值弥散程度，提高了模拟精度。