胡七南块特高含水期油藏流场调整技术研究与应用

胡七南块特高含水期油藏流场调整技术研究与应用

冯博

中原油田分公司濮东采油厂 河南濮阳 457001

摘要：胡七南块进入特高含水期含水上升与能量不足的矛盾日益突出，受平面层间和层内非均质性影响，经过多年的水驱开发地下渗流通道形成优势流场，高出水区带耗水严重含油饱和度低水驱效率降低，低耗水区耗水量小能量不足含油饱和度高，由此导致平面水驱不均衡，存水率下降明显。流场调整技术就是利用注水井的不同注水量和注水方向，采油井的差异化采油强度把地层中的剩余油驱向目的地的一种油田开发技术比较适用于老区的二次高效开发。

关键词：特高含水期 剩余油 流场调整 水驱开发 精细注水

流场指的是在渗流力学作用下地下流体在三维多孔介质中的流动范围油气资源的储存空间和运移通道油气水等复杂的地层流体都在其中流动其中流线方向代表流体运移方向 流线范围代表流体驱动面积流线密度代表流体驱替速度数值模拟表明注采方向发生转变后可有效扩大注入水的波及范围所以流线调整能够有效提高平面波及体积。

1 流场演变的因素研究

影响流场演变的因素有静态因素和动态因素，细化流场演变的影响因素，在此基础上，进行流线区域划分。

影响流场演变的静态因素有储层分均质性、沉积微相、孔隙度、渗透率、胶结程度和流体粘度。动态因素有区块开发方式、累计冲刷强度、井的注采量、流体流速、压力梯度、和含水率等。根据流场演变的因素，研究了不同开发时期的油藏流场演变历程。在开发初期阶段，静态因素是影响流场演变的主要因素；开发后期，动态因素是影响流场演变的主要因素。流线、流场随着注采关系不断变化，需要不断跟踪、调整。以此将胡七南分为以下四个区：

2 流场调整技术研究

在流线识别的基础上，控制优势方向注水，提高弱势方向注水，致使流线由弱变强，扩大水驱波及系数，动用弱流线方向的剩余油。注采井网长期不变造成流线固定，整体出现沿油水井连线方向发育的极端耗水带，需要增加油井受效方向，改变注采流线，避开耗水带、转向潜力区，动用井间滞留区剩余油。在剩余油“差异化富集”的认识基础上，建立井网优化调整、层间剖面调整、注采方式调整三种转流线模式九种类型，实现立体流场调整。

图1 流线调整模式图

2.1 平面井网优化调整转流线

2.1.1 优化注采井距

胡七南块油藏平面矛盾异常突出，一个小层由几个微相组成。小层内的油水运动规律及见水见效规律，剩余油分布规律与沉积相有密切的关系。合理的利用沉积相带有利位置来部署注采井网，可以提高注水利用率以及最终采收率，控制油井含水上升速度。

储层孔隙度为标量，没有方向性，而渗透率则极具方向性，通常说的水平渗透率、垂向渗透率则可知渗透率为一矢量。

主渗透率方向决定了水驱过程中水流动方向，正常压力系统下，水驱过程中水是沿主渗透率方向率先突破，河道主体部位渗透率高，存在着高渗条带，在河道内注采，易造成油井暴性水淹，形成短路循环，注水利用率低。所以在井网布置上应拉大井距，而非主流线上缩小井距。

注采井距考虑两个方面，一是能够建立有效的注采压力系统，二是保证油藏有较高的水驱控制程度。

根据极限注采井距公式计算

式1

胡七南块油藏要保持28MPa的注采压差，不同渗透率条件下的极限注采井距是：当渗透率为100×10^-3μm²时，极限注采井距为218m，当渗透率为200×10^-3μm²时极限注采井距为330m，当渗透率为500×10^-3μm²时极限注采井距为570m。

结合实际生产经验总结（表1）与极限注采井距关系曲线，最终确定胡庆中渗油藏注采井距为一类层合理注采井距300-400m、二类层合理注采井距200-260m、三类层合理注采井距130-180m。

表1 生产实际统计表

2.1.2 新建流线、恢复流线、优化流线

基于平面剩余油研究，对于井网不合理，水驱波及面积小的弱流线区，通过“提、增”的方式强化弱流线，对于相带差异攒在优势渗流通道的主流线区，通过“堵、停”控制主流线、优化流线，以此来开展平面流场调整，强化高含水期平面剩余油的挖潜。

2.2 层间剖面调整转流线

对于高耗水层可调纵向吸水差异，细分调流线；对于高耗水层难控层间干扰严重，关层关流线（油井堵高产水层，水井关强吸水层）。

2.3 注采方式调整转流线

2.3.1井组注采调配

渗流力学表明，井间流线强弱主要受渗透率、井距影响，时变数模结果表明渗透率会随着开发年限的增加而有所增加，而孔隙度变化不大。改变注采参数调流线是最经济有效的手段。

图3 井组注采调配图

2.3.2优化生产压差

油藏进入特高含水期后，放大生产压差，强化采液能提高油藏驱油效率。室内实验和矿场实践：特高含水期强化注采可以提高采收率

胡七南油藏含水在97%时无因次采液指数4.3，目前采液指数2.95，仍有一定的提升空间。

3 精细注水研究

根据油藏工程及测试资料，结合实践，制定了合理的注水政策，有效控制含水上升，提高采收率。

3.1 稳定注水

稳定注水又叫连续注水，一般分为温和平稳注水，强化提压注水。其中温和平稳注水吸水均匀，见效增油效果明显。强化提压注水，适合低含水、吸水均匀、弱见效，井距大、注水压力高的井组。

3.2 间歇注水

间歇注水分为脉冲注水、周期注水、耦合注水、层间轮换注水、平面换向注水。其中脉冲注水适合于层间启动压差大，动态反应比较敏感的井组；周期注水适合平面、层间差异大、高含水井组；耦合注水适合注水见效明显，高含水井组、面积小且封闭的断块油藏；层间轮换注水适合层间注水压差大、单独建立井网效益低的井组；平面换向注水适合见效增油高峰期短、平面非均质性强的井组。

3.3 适合胡七南的不稳定注水方式

在保持油藏注采平衡的前提下，通过不同的注水方式可以有效地提高采收率。而注水方式的选择是以油藏本身的地质条件及油层性质为基础决定的。针对目前胡七南块非均质的特点，根据不同井组的特点，主要采取平面周期换向注水、层间轮换注水和周期变压注水。

4 几点认识

（1）高含水开发期开发规律不同于中低含水期，适当提高注采强度，有利于储量动用、采收率提高及递减的控制。

（2）在剩余油“差异化富集”的认识基础上，建立井网优化调整、层间剖面调整、注采方式调整三种转流线模式，可实现剩余油深度挖潜。

（3）精细注水能够通过高含水层和低含水层的合理转换，达到优化投入方向，降低开发成本的目的，是高含水开发期油藏稳产的重要手段之一。