成曉君

（中國石油大慶油田有限責任公司第四采油廠，黑龍江 大慶 163511）

0 引 言

多層水驅(qū)開發(fā)油田一般主要采取分層注水的方法減少層間矛盾，目的是實現(xiàn)注水層段內(nèi)各小層均勻驅(qū)替。對分層注水優(yōu)化方法的研究［1-8］目前主要是從儲層靜態(tài)特征和開發(fā)動態(tài)特征兩方面來考慮，優(yōu)化分注層段級段數(shù)、層段組合方式、分層配注量等，從定性發(fā)展到定量，充分結(jié)合礦場動態(tài)監(jiān)測資料，既有油藏工程方法，也有油藏數(shù)值模擬技術(shù)和統(tǒng)計理論方法，取得了較多成果，并得到了較好的現(xiàn)場應(yīng)用。層段組合一般考慮的主要因素是水井靜態(tài)指標，包括射開小層數(shù)量、射開砂巖厚度及小層滲透率變異系數(shù)。但經(jīng)過多年注水開發(fā)后，儲層非均質(zhì)特性發(fā)生變化的同時，流體特性也發(fā)生了一定的改變，不同注水層段間的動用差異和含水差異逐步變大［9-12］，且出現(xiàn)注水壓力逐年升高、地層壓力逐漸下降等問題，尤其當油田進入特高含水期（含水率大于90%）后，這些變化直接影響了分層開采效果。因此，為了更精確地制定特高含水期分層注水方案，需要建立一種新的層段組合及配水方式，達到不斷提高特高含水期儲層動用程度從而改善油田開發(fā)效果、提高采收率的目的。

1 滲流阻力基本概念

由于儲層中流體的流動方向受儲層非均質(zhì)性、油水井間井距、有效連通程度等因素的影響，以往層段重組和配注方法主要考慮儲層靜態(tài)參數(shù)，而動態(tài)參數(shù)的變化需要依靠人工經(jīng)驗分析，不能基于動靜結(jié)合的定量方法來確定層段組合及配注界限。因此，在原有分層注水的方法上，建立了基于滲流阻力［13-15］的層段重組和配注界限確定方法，以改善油井的產(chǎn)液、含水情況，達到減緩產(chǎn)量遞減、控制無效注采的目的。

滲流阻力是指在多孔介質(zhì)中對流體在其中流動的阻力，在油田開發(fā)中通常用其表征流體在地層中流動的能力。儲層間滲流阻力的差異是合采合注造成層間干擾的根本原因，因而通過分層注水來實現(xiàn)不同油層間的均衡驅(qū)替，是解決層間矛盾的主要技術(shù)手段［16-19］。滲流阻力的大小反映了流體在儲層中流動能力的大小，還包含了對油水井間距離、砂體接觸面積等因素，具備多因子判別的性質(zhì)，因此可將其作為流體在層間及平面流動方向的評價標準。

2 滲流阻力計算方法

2.1 理論計算方法

根據(jù)達西定律，由兩相流達西公式，可導出滲流阻力公式，對單層單個注采方向上的滲流阻力進行積分計算，可以得到主流線滲流阻力計算公式［9，19］。

兩相流達西公式為

式中：Q——產(chǎn)油量，t/d；K——絕對滲透率，10-3μm2；A——滲流面積，m2；Kro——油相相對滲透率；Sw——含水飽和度，%；μo——原油流體黏度，mPa·s；Krw——水相相對滲透率；μw——水流體黏度，mPa·s；Δp——注采壓差，MPa；L——注采井距，m。

滲流阻力公式為

式中R——滲流阻力，Pa·s/（μm2·m）。

主流線滲流阻力公式為

式中：Ri——主流線滲流阻力，Pa·s/（μm2·m）；d——油水井距，m；rw——水井半徑，m；x——油水井間任一點距離水井的距離，m；K（x）——x處的滲透率，10-3μm2；h（x）——x處的砂巖厚度，m。

通常情況下，水驅(qū)油過程中滲流阻力是隨著飽和度變化的，且存在著最大值；在儲層滲透率和注入速率相同的條件下，油相黏度越大，最大滲流阻力越大；在油相黏度和注入速率相同的條件下，儲層滲透率越低，最大滲流阻力越大；在儲層滲透率和油相黏度相同的條件下，注入速率越高，最大滲流阻力梯度越大。

2.2 礦場近似計算方法

受礦場實際的參數(shù)取值及求解方法等限制，滲流阻力一般可采用近似方法計算。注水井單層到任一方向，受效井的任一點流動阻力公式為［9］

計算油水井間滲流阻力公式為

為簡化計算，采用近似梯形面積的方式計算得

計算單層多個注采方向的滲流阻力，假設(shè)水井單層有n個受效井，依據(jù)水電相似原理，則該層綜合阻力值R，相當于多個方面滲流阻力并聯(lián)，因此可依據(jù)電路原理計算并聯(lián)后綜合阻力，公式為

3 注水層段優(yōu)化重組機理

在明確滲流阻力與儲層沉積相接觸模式相關(guān)性分析基礎(chǔ)上，量化單層的滲流阻力與吸水強度、層段的滲流阻力變異系數(shù)與層段內(nèi)砂體動用比例，從而確定注水優(yōu)化重組層段。

3.1 沉積相接觸模式與滲流阻力關(guān)系

通過數(shù)值模擬軟件計算連通油水井間主流線滲流阻力，通過對注采兩端不同沉積相接觸模式與滲流阻力相關(guān)性的分析，滲流阻力對油水井間連通性具有較強的表征性。由圖1可以看出，隨著儲層物性由好變差，滲流阻力由低到高。當注水端砂體沉積相類型不同時，層段滲流阻力分布趨勢與砂體物性相吻合；即隨著外前緣、內(nèi)前緣、泛濫分流平原相逐漸變好，層段滲流阻力變化由高到低；當注水端砂體沉積相類型相同時，層段滲流阻力分布趨勢與采出端砂體物性相吻合即隨著儲層由決口席狀砂、天然堤、曲流河道砂差變好，滲流阻力變化由高到低。

圖1 沉積相接觸模式與滲流阻力關(guān)系Fig.1 Relationship between contact pattern of sedimentary facies and flow resistance

3.2 層段優(yōu)化重組兩項指標及分級

根據(jù)監(jiān)測資料與滲流阻力計算結(jié)果相關(guān)性分析（圖2），單層的滲流阻力與吸水強度、層段的滲流阻力變異系數(shù)與層段內(nèi)砂體動用比例存在較強的負相關(guān)性［9］。當滲流阻力大于10 Pa·s/（μm2·m）時，吸水強度低于5 m3/（d·m）；當滲流阻力小于2 Pa·s/（μm2·m）時，吸水強度絕大部分大于5 m3/（d·m），滲流阻力越小，油層吸水能力越強，反之越弱。因此，滲流阻力越大，儲層可動用難度越大，滲流阻力越小，儲層可動用性越好。

圖2 滲流阻力與吸水強度關(guān)系Fig.2 Relationship between flow resistance and water injection intensity

由圖3可以看出，當滲流阻力變異系數(shù)小于0.55時，動用比例可達到60%以上；當滲流阻力變異系數(shù)大于2 時，動用比例低于40%。滲流阻力變異系數(shù)越小，表明層段內(nèi)各層吸水能力越相近，越接近均勻動用；滲流阻力變異系數(shù)越大，層間干擾越嚴重，越容易出現(xiàn)單層突進。

根據(jù)圖2和圖3考慮層段內(nèi)層間干擾因素，將不同滲流阻力與層段滲流阻力變異系數(shù)關(guān)系進行分級（表1）。滲流阻力越小，表明油層吸水能力越強，反之越弱。據(jù)此將層段分為3 個類型：Ⅰ類層段層間差異大，易突進；Ⅱ類層段層間差異小，動用相對均勻；Ⅲ類層段低動用層比例較大，對應(yīng)的大多是表外層，整體難動用，應(yīng)滿足啟動壓力條件。

圖3 滲流阻力變異系數(shù)與砂體動用比例關(guān)系Fig.3 Relationship between variation coefficient of flow resistance and sandbody producing proportion

表1 滲流阻力與層段滲流阻力變異系數(shù)分級Table 1 Classification of variation coefficient of interval resistance and flow resistance

3.3 層段重組主要做法

基于滲流阻力的注水層段重組法是一種注水層段有序重組劃分方法，在基于小層次序基礎(chǔ)上，將滲流阻力相近小層組合在一個層段注水，減少層間矛盾，是原有方法的發(fā)展完善。

層段重組主要技術(shù)流程：

第一步，根據(jù)不同小層滲透率、有效厚度等指標，計算各小層滲流阻力；

第二步，測算不同層段組合下滲流阻力變異系數(shù)，根據(jù)最小的滲流阻力變異系數(shù)完成第1 次細分重組注水層段，一般考慮重組后注水層段比目前注水層段多1～2 個；

第三步，考慮隔層厚度及當前注水工藝現(xiàn)狀，重新確定最小滲流阻力變異系數(shù)下的不同注水組合層段，完成第2 次注水層段重組。

基于滲流阻力的注水層段重組法雖然考慮的小層厚度、滲透率、含水率和原油黏度影響，但還需考慮以下因素影響：一是隔層條件影響，隔層發(fā)育越穩(wěn)定，層間竄流越不明顯，分層注水效果越好；二是地層壓力影響，地層壓力相差越大，各小層的吸水量差別越大，分層注水效果越差；三是采出程度影響，采出程度反映小層開發(fā)效果的差異，采出程度差異越大，組合在一個層段進行注水的層間干擾越嚴重，分層注水效果越差。

4 配注界限

4.1 注水方向定性優(yōu)化

受平面非均質(zhì)性影響，流體在小層中各方向的流動能力差異較大，可依據(jù)主流線滲流阻力的大小對單層注水方向進行判別。平面滲流阻力變異系數(shù)越大，流體主要沿著滲流阻力最小的方向流動；平面滲流阻力變異系數(shù)越小，流體各方向均勻驅(qū)替的可能性越大。針對不同油層平面驅(qū)替的差異，可根據(jù)主流線滲流阻力大小及平面滲流阻力變異系數(shù)差異定性確定主要調(diào)整方向，通過壓裂、堵水等措施改變滲流阻力大小、減小平面滲流阻力系數(shù)，實現(xiàn)改變液流方向，從而提高平面波及程度、改善油田開發(fā)效果。

4.2 注水界限量化確定

根據(jù)含水率與含水飽和度的計算公式，計算得到不同含水階段含水飽和度與產(chǎn)液含水率關(guān)系統(tǒng)計結(jié)果，公式為

式中：Swd——含水飽和度，%；a、b——礦場動態(tài)統(tǒng)計常數(shù)；fw——含水率，%。

根據(jù)現(xiàn)場實際經(jīng)驗和統(tǒng)計認識，結(jié)合圖4理論圖版，綜合確定含水飽和度49%、61%為2 個界限點，據(jù)此可劃分為潛力層（Swd＜49%）、正常層（49%≤Swd≤61%）、高滲層（Swd＞61%）3 個類型。

圖4 含水率與含水飽和度統(tǒng)計散點Fig.4 Statistical scatters of water cut and water saturation

統(tǒng)計X開發(fā)區(qū)水驅(qū)不同砂體注水強度與動用比例關(guān)系，結(jié)合潛力層、正常層和高滲層分類，可以確定不同水淹級別砂體的配注性質(zhì)和配注強度，如表2所示。潛力層含水飽和度低于49%，需加強注水，配注強度為2.5～4.0 m3/（d·m）；正常層含水飽和度為49%～61%，需平衡注水，配注強度為2.0～3.5 m3/（d·m）；高滲層含水飽和度大于61%，需限制注水，配注強度為1.0～2.5 m3/（d·m）。當配注強度高于4.0 m3/（d·m）時，易形成優(yōu)勢滲流通道發(fā)生竄流而降低油層動用程度；當配注強度低于2.5 m3/（d·m）時，注入水無法形成有效驅(qū)替而降低波及體積，因而，保持油層有效動用的合理配注強度為2.5～4.0 m3/（d·m）。

表2 不同水淹級別砂體注水配注強度Table 2 Water injection intensity of sandbodies with different water flooded levels

5 應(yīng)用實例

杏X 區(qū)東部X 區(qū)塊位于松遼盆地中央坳陷大慶長垣杏樹崗背斜構(gòu)造南部，油藏類型為背斜構(gòu)造油藏。油層埋藏深度840～1 200 m，各油層屬于同一水動力系統(tǒng)，原始地層壓力為11.07 MPa，飽和壓力為6.61 MPa，地飽壓差為4.46 MPa。隨著分層注水開發(fā)的深入，2006年含水率達到90%，進入特高含水開發(fā)階段，注水層段內(nèi)部的吸水差異和動用程度差異愈發(fā)增加，控含水控遞減措施效果愈發(fā)變差。目前含水率為94.75%，地質(zhì)儲量采出程度為36.85%。依據(jù)上述建立的方法計算X 開發(fā)區(qū)水驅(qū)滲流阻力，建立其與含水率關(guān)系圖版（圖5）?？梢钥闯?，在低含水階段，滲流阻力大小主要受滲透率大小影響，隨含水率變化不明顯；隨著率含水的增加，相同滲透率的滲流阻力逐漸變小，滲透率越小滲流阻力變化幅度越大；在含水率大于90%以后，滲流阻力隨含水率變化尤為突出。

圖5 X開發(fā)區(qū)滲流阻力與含水率關(guān)系Fig.5 Relationship between flow resistance and water cut in X development zone

應(yīng)用該方法在杏X 區(qū)東部X 塊進行控水提效綜合治理。2019年起，共執(zhí)行油水井調(diào)整、措施方案127 井次，實施層段重組76 井次，自然遞減率由調(diào)整前6.36%下降至1.06%，綜合遞減率由4.78%下降至1.44%，動用程度上升6.7 百分點，含水率下降1.0 百分點，區(qū)塊產(chǎn)量兩年增油1.1×104t。

6 結(jié) 論

（1）基于監(jiān)測資料與滲流阻力相關(guān)性分析表明，特高含水油田的滲流阻力與吸水強度、層段的滲流阻力變異系數(shù)與層段內(nèi)砂體動用比例存在較強的負相關(guān)性，可將注水層段分為3 種類型進行層段重組。

（2）重組后的注水層段可分為潛力層、正常層和高滲層3 種類型，配注性質(zhì)分別屬于加強注水、平衡注水和限制注水，典型區(qū)塊配注強度分別為2.5～4.0、2.0～3.5、1.0～2.5 m3/（d·m）。

（3）典型區(qū)塊實施層實施層段重組76 井次，綜合遞減率由4.78%下降至1.44%，動用程度上升6.7 百分點，含水率下降1.0 百分點，取得了較好的開發(fā)效果。