趙秀娟，左松林，吳家文，張昌艷，金艷鑫，楊文武，路晶鑫，毛萬義

（1.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶163712；2.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司測試分公司，黑龍江大慶163517）

大慶油田是典型的多層非均質(zhì)砂巖油田，層間及平面非均質(zhì)性較強(qiáng)。在油田開發(fā)過程中，受層間及平面矛盾影響，需要不斷通過調(diào)整來緩解矛盾、改善開發(fā)效果。為此，自投產(chǎn)以來，大慶油田先后經(jīng)歷了一次加密、二次加密和三次加密等大規(guī)模井網(wǎng)調(diào)整，油田水驅(qū)開發(fā)效果得到持續(xù)改善，實現(xiàn)了油田長期高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)。

由于歷次加密對象均為中、低滲透和表外儲層，老井未封堵，出現(xiàn)了一套層系多套井網(wǎng)的格局。油田進(jìn)入特高含水期后，層系井網(wǎng)矛盾越來越突出［1-2］。這些矛盾主要體現(xiàn)在2個方面：①縱向上射孔跨度大，層數(shù)多，層間干擾嚴(yán)重。②平面上三類油層井距大，注采關(guān)系復(fù)雜，平面矛盾突出［3-15］。由于各類油層的含水率已基本一致，約為94%，按照原來以細(xì)分開發(fā)對象為主的井網(wǎng)加密方式再進(jìn)行調(diào)整已不具備物質(zhì)基礎(chǔ)。為了解決特高含水期更為復(fù)雜的層間及平面矛盾，必須對特高含水期層間及平面矛盾產(chǎn)生的機(jī)理進(jìn)行深入研究，進(jìn)而明確緩解層間及平面矛盾的技術(shù)方向，在此基礎(chǔ)上，針對大慶油田目前存在的具體問題、潛力分布特點，制定相應(yīng)的調(diào)整對策，形成層系井網(wǎng)重構(gòu)技術(shù)并進(jìn)行現(xiàn)場試驗［16-17］。

圖1 組合開發(fā)條件不同滲透率模擬層產(chǎn)液量占比Fig.1 Fluid rate ratio of simulated layers with different permeability under condition of combination development

1 層間及井間干擾機(jī)理

應(yīng)用物理模擬實驗、數(shù)值模擬和理論計算等方法研究層間及井間干擾機(jī)理，從而為緩解層間及井間矛盾建立理論基礎(chǔ)。

1.1 層間干擾機(jī)理

通過室內(nèi)物理模擬實驗，研究特高含水期層間干擾機(jī)理。選取滲透率分別為50，100和300 mD的3塊天然巖心，在原始含油飽和度條件下進(jìn)行并聯(lián)驅(qū)油實驗，分別測定3塊巖心出口端不同時間步的產(chǎn)液量、產(chǎn)油量及含水率，分析含水率和產(chǎn)液量等指標(biāo)的變化規(guī)律。實驗結(jié)果表明，隨著驅(qū)替過程推進(jìn)，低滲透層產(chǎn)液量逐漸下降，說明低滲透層流體流動明顯受到高滲透層抑制。分析認(rèn)為，高滲透層含水率上升后，滲流阻力減小，產(chǎn)液量增加，在其干擾下低滲透層產(chǎn)液量減小。

在物理模擬實驗基礎(chǔ)上，建立高、中、低滲透層組合的概念模型進(jìn)行數(shù)值模擬分析。模擬結(jié)果（圖1）顯示，高滲透層對低滲透層的產(chǎn)液量有明顯影響。在高滲透層干擾下，低滲透層的產(chǎn)液量一直維持在較低水平。

應(yīng)用滲流力學(xué)理論，計算不同滲透率模擬層不同含水率下的滲流阻力。結(jié)果表明：滲透率越高，滲流阻力越?。煌粷B透率模擬層滲流阻力隨含水率升高而降低。在理論計算基礎(chǔ)上，設(shè)計概念模型，模擬含水率對層間干擾的影響。結(jié)果（圖2）表明，當(dāng)滲透率相同的2個油層進(jìn)行層系組合時，其中一層保持較低含水率不變（50%），逐漸增加另一層的初始含水率，初始含水率較高層對初始含水率較低層的產(chǎn)液量有抑制作用。

圖2 低含水層日產(chǎn)液量隨時間的變化Fig.2 Daily liquid rate variation with time in low water cut layer

1.2 井間干擾機(jī)理

井間干擾的一個重要影響因素是井距。建立數(shù)值模擬概念模型，研究井距均勻程度對開發(fā)效果的影響。在一個五點法井組中，當(dāng)中心井（采油井）沿主流線向注水井靠近時，隨著偏移程度增大，開發(fā)效果變差。分析認(rèn)為，井距不均勻使井組間滲流阻力不均勻。滲流阻力較小的一側(cè)產(chǎn)液量較大，含水率上升較快，使?jié)B流阻力進(jìn)一步降低，加劇了滲流阻力的不均衡程度。

為描述井距均勻程度，提出井距變異系數(shù)概念，參考滲透率變異系數(shù)的算法［18］，其表達(dá)式為：

井組內(nèi)以注水井為中心確定井距，根據(jù)井組內(nèi)所有井距計算井距變異系數(shù)，應(yīng)用數(shù)值模擬研究井距變異系數(shù)對采收率的影響。結(jié)果表明，井距變異系數(shù)越大，采收率越低（圖3）。

圖3 采收率與井距變異系數(shù)的關(guān)系Fig.3 Relationship between recovery efficiency and variation coefficient of well space

綜上所述，滲透率差異是層間和井間干擾的內(nèi)因；井距均勻程度是井間干擾的外因，是最容易人為改善的因素；在內(nèi)因和外因共同作用下，含水飽和度差異干擾層間和井間流動規(guī)律。

2 層系井網(wǎng)重構(gòu)技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限

確定層系井網(wǎng)重構(gòu)技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限是井網(wǎng)調(diào)整的前提，為此，以XSQ區(qū)塊為例，研究層系井網(wǎng)重構(gòu)技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限的確定方法。

2.1 井距界限

由XSQ區(qū)塊井距與采收率的數(shù)值模擬結(jié)果可以看出，井距越大，采收率越低。當(dāng)井距大于200 m時，采收率下降速度加快（圖4a）。統(tǒng)計分析結(jié)果表明，井距對砂巖動用比例和水驅(qū)控制程度有直接影響。井距越小，砂巖動用比例和水驅(qū)控制程度越大（圖4）。因此，XSQ區(qū)塊三類油層的井距應(yīng)控制在200 m左右。

圖4 XSQ區(qū)塊井距與砂巖動用比例、采收率和水驅(qū)控制程度的關(guān)系Fig.4 Relationship between well space and producing ratio of sandstone，recovery efficiency and waterflooding control degree in XSQ block

2.2 可調(diào)厚度界限

根據(jù)盈虧平衡原理，當(dāng)可調(diào)厚度達(dá)到某一數(shù)值時，產(chǎn)量也處于某一臨界值，投資與收入達(dá)到平衡，此時的可調(diào)厚度為可調(diào)厚度界限。應(yīng)用盈虧平衡方法，確定XSQ區(qū)塊層系組合可調(diào)厚度界限。其中收入計算采用分段法，其計算式［19］為：

醫(yī)院工作質(zhì)量水平與患者的生命息息相關(guān)，護(hù)理質(zhì)量管理是醫(yī)院質(zhì)量管理重要組成部分，護(hù)理質(zhì)量的低下可直接增加患者病死率、并發(fā)癥發(fā)生率和感染發(fā)生率［1-3］。2009年美國醫(yī)學(xué)研究所(Institution of Medicine，IOM)在“患者安全戰(zhàn)略”報告中指出，通過構(gòu)建循證管理模式、最大限度提高員工的能力、預(yù)防和減少差錯的發(fā)生、構(gòu)建安全文化理念來改進(jìn)健康保健機(jī)構(gòu)護(hù)理服務(wù)質(zhì)量［4］;并制定了21世紀(jì)醫(yī)療護(hù)理質(zhì)量的6大目標(biāo)——以患者為中心、安全、效果、及時、有效和公平。護(hù)理質(zhì)量是反映醫(yī)院醫(yī)療護(hù)理技術(shù)水平、服務(wù)水平和整體管理水平的聚焦點，提升護(hù)理質(zhì)量是醫(yī)院護(hù)理管理者面臨的挑戰(zhàn)。

2.3 滲透率變異系數(shù)界限

由（3）式計算可得，當(dāng)油價分別為60和70美元/bbl時，可調(diào)厚度界限分別為5.9和5.0 m。取油價為60美元/bbl時的5.9 m作為XSQ區(qū)塊可調(diào)厚度界限。

描述層間非均質(zhì)程度的一個重要指標(biāo)是滲透率變異系數(shù)。依據(jù)XSQ區(qū)塊儲層發(fā)育特點，建立不同滲透率變異系數(shù)的概念模型，并進(jìn)行數(shù)值模擬。結(jié)果表明，滲透率變異系數(shù)每增加0.1，采收率相應(yīng)下降0.7%。因此，滲透率變異系數(shù)越小，越有利于提高開發(fā)效果。

油層的均衡動用有利于最終采收率的提高，需要較小的滲透率變異系數(shù)，但層系組合也需要滿足可調(diào)厚度界限要求。因此，建立XSQ區(qū)塊不同層系分段時滲透率變異系數(shù)與可調(diào)厚度關(guān)系，并確定滲透率變異系數(shù)界限為0.63（表1）。

表1 XSQ區(qū)塊可調(diào)厚度與滲透率變異系數(shù)的關(guān)系Table1 Relationship between adjustable thickness and permeability variation coefficient in XSQ block

2.4 層系組合跨度界限

通常根據(jù)層段頂部油層的允許壓力確定層段整體的注水壓力上限。理論研究表明，允許壓力與地層深度相關(guān)，地層深度小的油層允許壓力也?。?0］。當(dāng)組合跨度縮小時，油層下部層段破裂壓力的平均值增大，因此允許壓力上限提高，從而注水壓力上限也升高，有助于提高注水壓力，改善注水效果。經(jīng)計算，組合跨度每縮短100 m，注水壓力可提高1.3 MPa，說明組合跨度越小越好。在滿足層系組合厚度為5.9 m和滲透率變異系數(shù)界限為0.63的前提下，確定XSQ區(qū)塊層系組合跨度界限為94.6 m（表2）。

表2 XSQ區(qū)塊層系組合跨度與組合厚度的關(guān)系Table2 Relationship between combined thickness and combined spacing in XSQ block

2.5 射孔原則及界限

為了降低高滲透層對低滲透層的干擾，XSQ區(qū)塊采取分步射孔。分步射孔原則及界限為：①首次射孔對象主要以低水淹和未水淹層為主，適當(dāng)射開中水淹層，避免射開含水率大于80%的高水淹層。為保證新井產(chǎn)能，對個別射孔厚度小的井可適當(dāng)提高中水淹層射孔比例，但低水淹和未水淹層射孔厚度比例不低于總射孔厚度的60%。②當(dāng)含水率大于95%時，實施二期射孔，即對低產(chǎn)井和高含水井集中分布的區(qū)塊進(jìn)行整體補(bǔ)孔，并采取補(bǔ)、堵結(jié)合的方式以保證補(bǔ)孔效果。采油井補(bǔ)孔的同時對注水井進(jìn)行對應(yīng)補(bǔ)孔，完善注采關(guān)系。補(bǔ)孔對象以剩余油相對富集的中水淹層為主，為完善注采關(guān)系，適當(dāng)射開部分高水淹層。

3 層系井網(wǎng)重構(gòu)技術(shù)

基于上述研究成果，2013年10月在XSQ區(qū)塊選擇面積為2.4 km2的X試驗區(qū)進(jìn)行層系井網(wǎng)重構(gòu)試驗。針對X試驗區(qū)層系井網(wǎng)存在的井段長、層系劃分不清和薄差層井距大等問題，形成了以“細(xì)劃層段、細(xì)分對象、縮小井距”為目標(biāo)的層系井網(wǎng)重構(gòu)技術(shù)，開發(fā)薩爾圖、葡萄花和高臺子油層水驅(qū)潛力，具體內(nèi)容包括：①細(xì)分為薩爾圖好、薩爾圖差和葡Ⅰ4以下3套層系。②兩套一次加密井加密成井距為200 m的五點法面積井網(wǎng)開采薩爾圖好油層。③三次加密井加密成井距為145 m五點法面積井網(wǎng)開采薩爾圖差油層。④二次加密井加密成井距為195 m的五點法面積井網(wǎng)開采葡Ⅰ4以下油層。

與常規(guī)加密調(diào)整相比，X試驗區(qū)層系井網(wǎng)重構(gòu)技術(shù)有三大突破：①調(diào)整對象從薄差層拓展為中低滲透層；②從細(xì)分對象轉(zhuǎn)變?yōu)榧?xì)劃層系與細(xì)分對象并重；③厘清層系井網(wǎng)關(guān)系，為三次采油提供了條件。

4 現(xiàn)場試驗開發(fā)效果

X試驗區(qū)在XSQ區(qū)塊加密調(diào)整到位，常規(guī)方法無調(diào)整潛力的情況下，應(yīng)用層系井網(wǎng)重構(gòu)技術(shù)，又布新油水井180口。

層系井網(wǎng)重構(gòu)后，X試驗區(qū)控含水、控遞減效果顯著，水驅(qū)可采儲量大幅度提高。截至2018年11月，試驗歷時5 a，已累積增產(chǎn)原油量為18×104t。調(diào)整取得的成果主要體現(xiàn)在4個方面。

層間矛盾緩解 X試驗區(qū)層系井網(wǎng)重構(gòu)后，薩爾圖差層系組合跨度由204 m降至95 m，葡Ⅰ4以下層系組合跨度由214 m降至52.3 m。二次加密井滲透率變異系數(shù)由0.73降至0.56，三次加密井滲透率變異系數(shù)由0.71降至0.54。層系組合跨度縮短，滲透率變異系數(shù)降低。

平面矛盾緩解 X試驗區(qū)層系井網(wǎng)重構(gòu)后，井距減小，井網(wǎng)更加均勻。薩爾圖好層系多向連通比例由26.0%升至32.5%，薩爾圖差層系多向連通比例由21.3%升至33.6%，葡Ⅰ4以下層系多向連通比例由32.3%升至43.8%。注采流線發(fā)生變化，剩余油分布更加均勻，剩余油得到動用，剩余油飽和度明顯降低。

開發(fā)指標(biāo)改善 吸水厚度比例提高了13%，低效井比例降低了26%，初期平均單井日產(chǎn)油量提高了0.5 t/d，區(qū)塊綜合含水率下降了2.7%，采收率由試驗前的51.30%提高到56.79%（圖5）。

圖5 X試驗區(qū)采收率預(yù)測曲線Fig.5 Prediction curve of recovery efficiency in X pilot area

經(jīng)濟(jì)效益較好 X試驗區(qū)開展層系井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整后，當(dāng)油價為50，60，70和80美元/bbl時，內(nèi)部收益率分別為5.7%，12.9%，18.5%和18.5%，經(jīng)濟(jì)效益較好。

5 結(jié)論

特高含水期層系調(diào)整從細(xì)分對象轉(zhuǎn)變?yōu)榧?xì)劃層系與細(xì)分對象并重，并采取分步射孔，緩解了層間矛盾。井網(wǎng)調(diào)整兼顧合理井距和井網(wǎng)均勻程度，有效提高了井網(wǎng)控制程度，改善了流線分布，使剩余油分布更加均勻，剩余油飽和度明顯降低。

層系井網(wǎng)重構(gòu)技術(shù)可面向大慶油田純油區(qū)同類區(qū)塊推廣，是大慶油田水驅(qū)控含水、控遞減的有效技術(shù)手段，具有廣闊的推廣前景和巨大的經(jīng)濟(jì)效益。

符號解釋

Lv——井距變異系數(shù)；σ——標(biāo)準(zhǔn)偏差，m——井組平均井距，m；Ln——第n個井距，m；n——井組內(nèi)油井?dāng)?shù)，個；Rs——銷售收入，104元；qo——新井初始日產(chǎn)油量，t/d；γ——年生產(chǎn)時率，f；Cr——原油商品率，f；Po——原油價格，元/t；t——評價期，a；N1——上產(chǎn)期，a；S0——產(chǎn)量上升率，f；i0——折現(xiàn)率，f；N2——穩(wěn)產(chǎn)期，a；N3——遞減期，a；D0——自然遞減率，f。