劉 超，侯亞偉，李 林，許萬坤，李媛婷

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

波及系數(shù)是影響水驅(qū)油田開發(fā)效果的重要因素，儲層分布特征、滲透率變異系數(shù)、水油流度比、地層原油黏度等是影響波及系數(shù)的重要因素。在油田開發(fā)方案和綜合調(diào)整方案的研究過程中，根據(jù)油田儲層特點，定量化研究水驅(qū)波及系數(shù)可以為劃分開發(fā)層系和優(yōu)選注采井網(wǎng)提供有力支持，但是由于河流相儲層的復(fù)雜性，使得波及系數(shù)的計算非常困難。例如，渤海灣淺水三角洲沉積的薄互層油藏具有橫向變化快、非均質(zhì)性強、縱向上多層疊置的特征，一次井網(wǎng)難以建立高效的注采關(guān)系，有必要開展薄互層油藏沉積儲層的水驅(qū)開發(fā)規(guī)律定量化研究，以指導(dǎo)注采井網(wǎng)部署和層系劃分。但是前人［1-3］對該類油藏波及系數(shù)的研究中，缺乏對此類儲層平面非均質(zhì)性變化和縱向分布特征對波及系數(shù)影響的考慮。國內(nèi)外文獻也罕有專門針對復(fù)雜河流相儲層水驅(qū)開發(fā)波及系數(shù)的深入研究。

1 淺水三角洲儲層沉積特征及調(diào)整前的開發(fā)狀況

進入二十一世紀以來，渤海灣盆地勘探開發(fā)的步伐逐步加快，在渤海灣渤東區(qū)域的明化鎮(zhèn)組下段和館陶組發(fā)現(xiàn)了相當規(guī)模的淺水湖盆沉積。淺水三角洲作為重要的儲油地質(zhì)體就發(fā)育在渤海灣淺水湖盆的大型河流入湖處。根據(jù)渤海灣已有的資料統(tǒng)計，目前渤海灣已發(fā)現(xiàn)的新近系油田中，以河流相為主的油田有8 個，以淺水三角洲為主的油田有13 個。這些油田絕大部分采用的是水驅(qū)保壓開采的方式，而且很多油田已經(jīng)到了第一次綜合調(diào)整的關(guān)鍵時期，搞清楚水驅(qū)波及情況對指導(dǎo)剩余油分布的研究意義重大。由此可見，基于淺水三角洲儲層特征定量化研究其水驅(qū)波及系數(shù)和分層系開發(fā)技術(shù)界限，對渤海灣油氣田的開發(fā)調(diào)整具有非?，F(xiàn)實的意義［4］。

渤海灣發(fā)育的淺水三角洲前緣沉積微相包括河口壩、水下分流河道、前緣席狀砂、分流間灣等。受河流的控制作用，砂體往往順流向呈枝狀展布，平面形態(tài)呈現(xiàn)出坨狀、網(wǎng)狀、枝狀分布，砂體寬度不等，寬厚比在100 左右，具有較好的延伸性和連通性［5］。

受上升型中期基準面旋回的控制，淺水三角洲沉積垂向?qū)有虺尸F(xiàn)退積型序列，即自下而上單層砂巖厚度減薄、泥巖加厚、砂泥比降低的特征，代表了可容納空間增加、水體面積不斷變大、三角洲逐漸向陸地遷移的過程。自下而上，單砂體厚度規(guī)模和展布范圍逐漸變小，連續(xù)性變差。

例如渤海灣PL 油田［6］主力儲層發(fā)育退積型沉積序列，自下而上，按照砂體平面分布形態(tài)分為辮狀河道型（I 類）、辮狀河與曲流河共生/轉(zhuǎn)換型（Ⅱ類）、枝狀三角洲型（Ⅲ類）三種沉積樣式。

辮狀河道型砂體分布最廣，平面呈現(xiàn)寬條帶狀，剖面中間厚，向兩側(cè)逐漸或突然尖滅，寬厚比100～120左右（見圖1a）；辮狀河與曲流河共生型砂體分布較廣，平面呈現(xiàn)寬條帶狀與窄條帶狀共生，剖面中間厚，向兩側(cè)逐漸或突然尖滅，寬厚比大約100 左右（見圖1b）；枝狀三角洲型砂體平面多呈窄條帶狀，剖面具有中間厚，兩側(cè)均勻減薄的特點，其寬厚比通常約80（見圖1c）。

圖1 淺水三角洲沉積相

淺水三角洲沉積的薄互層砂體主要發(fā)育在分流河道中，層數(shù)多，儲層薄，泥質(zhì)隔層厚，顯示出“泥包砂”的總體形態(tài)。分流河道砂體物性分布規(guī)律受砂巖厚度、微相單元的分布影響，儲層物性平面變化劇烈［7］。實鉆井資料充分表明了淺水三角洲儲層分布具有平面變化大、縱向差異大和砂泥互層的特征。

由于淺水三角洲油藏縱向砂泥薄互層分布多和平面砂體展布變化大，該油田一次井網(wǎng)注采連通率僅61%，開發(fā)中面臨注采受效差、層間矛盾加劇、水驅(qū)動用程度低等問題，在調(diào)整前油田綜合含水率85%，采出程度17.8%，預(yù)期最終采收率僅26%。因此，亟待對水驅(qū)波及系數(shù)進行深入分析，量化砂泥薄互層分布和平面砂體展布變化對波及系數(shù)的影響，并通過優(yōu)化調(diào)整油田開發(fā)策略，改善油田開發(fā)效果。

2 考慮砂泥互層特征和幾何形狀的波及系數(shù)校正

淺水三角洲儲層受沉積微相控制，儲層呈現(xiàn)砂泥薄互層分布狀態(tài)，以及砂體的平面分布形態(tài)、規(guī)模、連續(xù)性的變化非常劇烈，直接影響水驅(qū)波及系數(shù)的提高，進而對油藏的水驅(qū)開發(fā)效果影響較大。

前人對波及系數(shù)的研究通常以流度比、滲透率變異系數(shù)和水油比為主要影響因子［9-11］，而沒有考慮淺水三角洲儲層在縱向上的厚薄儲層間互分布特征和儲層平面上的變化特征。

謝爾卡喬夫公式是普遍應(yīng)用于井網(wǎng)密度和采收率關(guān)系的成熟公式，陳元千等人［12-15］將其進行推導(dǎo)得到平均井控面積與波及系數(shù)之間的關(guān)系：

式中：Ev為水驅(qū)體積波及系數(shù)，f；K為儲集層空氣滲透率，10-3μm2；μo為地層原油黏度，mPa·s；WS為平均井控面積，hm2·口-1。

針對薄互層油藏，在陳元千基于謝爾卡喬夫推導(dǎo)的水驅(qū)波及系數(shù)公式基礎(chǔ)上，開展水驅(qū)波及系數(shù)校正研究，并首次提出水驅(qū)波及系數(shù)的薄層比例校正因子z。該因子基于淺水三角洲沉積儲層的砂泥互層分布特征得來，是薄層所占儲層總厚度的比例對水驅(qū)開發(fā)效果的影響因子（見圖2）。利用一系列油藏數(shù)值模擬和油藏物理模型，采用統(tǒng)計法得出不同薄層比例對應(yīng)的校正因子。薄層在整個井段中占的比例越大，校正因子就越小，進而使得波及系數(shù)越小。

圖2 PL油田薄互層油藏注采對應(yīng)率校正因子應(yīng)用圖版

式中，z為水驅(qū)波及系數(shù)的薄層比例校正因子；R為薄層厚度占儲層總厚度的比例，%。

受沉積條件的影響，PL油田儲層分布形態(tài)不規(guī)則，儲層在連通的情況下形態(tài)各異，一套儲層可以由單個或多個砂體組成，均影響井網(wǎng)控制程度和儲量動用。

目前沒有定量的表征儲層發(fā)育形態(tài)與儲量動用程度的計算方法和技術(shù)，因此基于油田儲層實際展布形態(tài)、提出了定量描述儲層形態(tài)的綜合幾何形狀因子CTM。創(chuàng)新建立了基于綜合幾何形狀因子的儲量動用表征方法（見圖3）。形狀因子越大，儲量動用程度越高，近似線性關(guān)系，表明綜合幾何形狀因子可作為影響動用程度的關(guān)鍵因素（指標）。

圖3 綜合幾何形狀因子對動用程度的影響

式中，CTM為儲層綜合幾何形狀因子；Ai為砂體的面積，km2；Pi為砂體的周長，km。

把公式（2）和公式（3）代入公式（1），并考慮滲透率非均質(zhì)性，經(jīng)過公式變換，得出薄互層分布和砂體形態(tài)校正后的體積波及系數(shù)計算公式（4）。

式中，Vk為縱向滲透率變異系數(shù)；n為砂體個數(shù)。

3 利用波及系數(shù)公式優(yōu)化井網(wǎng)井距和層系劃分

利用上述波及系數(shù)定量表征計算式，結(jié)合本文第1 章對淺水三角洲儲層特點的分析，將儲層參數(shù)代入波及系數(shù)計算公式，形成了渤海灣PL油田不同注采井距和滲透率變異系數(shù)下的波及系數(shù)評價圖版，從圖4可以看出：1）I類儲層對井距敏感性較弱，Ⅱ、Ⅲ類儲層對井距敏感性強；2）受薄互層油藏儲層特征的影響，注采對應(yīng)率和滲透率變異系數(shù)對平面波及系數(shù)影響較大［16-18］。平面滲透率變異系數(shù)越大，波及系數(shù)越??；注采對應(yīng)率越低，波及系數(shù)越小。推薦Ⅰ類儲層注采井距250～300 m；Ⅱ類儲層注采井距150～200 m；Ⅲ類儲層注采井距100～150 m。

圖4 渤海灣PL油田薄互層油藏平面波及系數(shù)應(yīng)用圖版

渤海灣PL 油田縱向上發(fā)育47 個小層，跨度達到500 m，小層數(shù)量多，油層跨度大，儲量規(guī)模大，是典型的薄互層油藏，各層之間儲層類型和流體性質(zhì)差異大，早期采用一套層系大井距多層合采的開發(fā)方式［19-20］，開發(fā)過程中層間干擾嚴重，僅依靠動態(tài)監(jiān)測資料已無法滿足開發(fā)調(diào)整層系劃分的需求，利用本文計算公式，對薄層比例、滲透率級差、黏度級差、壓力級差進行敏感性分析，對不同的層系劃分方案進行對比，提出渤海灣PL油田層系劃分的技術(shù)界限（見圖5）：即薄層與厚層的厚度級差小于0.6 左右、滲透率級差小于5 左右、黏度級差小于3 左右和層間壓力級差小于1.2 左右（為便于開展剩余油研究，采用波及系數(shù)差異來表達與完全均質(zhì)的理想情況下波及系數(shù)的減少量）。

圖5 渤海灣PL油田薄互層油藏分層系開發(fā)技術(shù)界限圖版

4 應(yīng)用效果

在淺水三角洲儲層精細刻畫的基礎(chǔ)上，充分運用本研究成果，采取了一系列調(diào)整措施：

（1）縱向合理劃分開發(fā)層系。利用本文研究成果對47 個小層進行技術(shù)界限論證，劃分了3～5 個開發(fā)層系，層間壓力差異從調(diào)整前的1～3 MPa減緩為調(diào)整后的小于1 MPa，縱向波及系數(shù)明顯提高。

（2）平面上優(yōu)化注采井距和注采井網(wǎng)。一方面針對不同的儲層類型制定不同的注采井距，Ⅰ類儲層注采井距250～300 m；Ⅱ類儲層注采井距150～200 m；Ⅲ類儲層注采井距100～150 m。另一方面，在儲層沉積微相認識的基礎(chǔ)上，利用本研究成果優(yōu)化部署注采井網(wǎng)，增加必要的注水井點。從早期的九點井網(wǎng)逐步轉(zhuǎn)化為排狀注水與五點井網(wǎng)相結(jié)合。如圖6 所示，為提高水驅(qū)波及系數(shù)，優(yōu)化調(diào)整井V61H 井的位置，將其部署在心灘有利部位，同時增加C07ST01注水井點，并轉(zhuǎn)注D17井，利用穩(wěn)定河道控制D05和D17注水推進，實際投產(chǎn)后效果很好，調(diào)整井日產(chǎn)油80 t，含水率長期穩(wěn)定在70%左右。

圖6 渤海灣PL油田注采井網(wǎng)調(diào)整提高波及系數(shù)

（3）該油田采用本研究成果分三次逐個區(qū)塊進行了綜合調(diào)整，先后部署調(diào)整井150余口，注采連通率從61%提高到79%，水驅(qū)體積波及系數(shù)從65%提高到80%，預(yù)期采收率從26%提高到31%。

5 結(jié)論

（1）淺水三角洲儲層具有砂泥互層、橫向變化快的特征，在開發(fā)過程中水驅(qū)波及系數(shù)較低。

（2）基于淺水三角洲儲層特點，充分考慮儲層砂泥互層和平面展布變化快的特征，利用謝爾卡喬夫公式，加入平面滲透率變異系數(shù)和縱向薄互層比例因子，實現(xiàn)了對淺水三角洲儲層波及系數(shù)的定量化分析。

（3）利用本文推導(dǎo)的波及系數(shù)計算公式，結(jié)合淺水三角洲的儲層特點，形成了不同注采井距和滲透率變異系數(shù)下的波及系數(shù)評價圖版，對注采井網(wǎng)優(yōu)化和開發(fā)層系劃分具有指導(dǎo)意義。

（4）本技術(shù)對于具有淺水三角洲儲層沉積特征的油藏具有較強的適應(yīng)性，有效指導(dǎo)了該類油藏的調(diào)整，對其他類似油藏具有較強的參考意義。