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摘要：埕岛油田馆陶组油藏呈现强烈的非均质和各向异性，使注水开发过程中油水渗流具有明显方向。针对油藏非均质性特点，提出了应用矢量井网开发这一概念，在剩余油分布规律的基础上提出矢量开发调整对策，研究总结出一套适应于埕岛油田储层分布特征和剩余油分布的开发技术和方法，推动油田开发技术的创新和发展。
关键词：中高含水期；矢量注采；埕岛油田
1. 前言
埕岛油田馆上段为河流相沉积，共分为（1+2）-6共5个砂层组。纵向上砂岩与泥岩呈互层分布，砂岩与地层厚度之比平均为0.30，由下向上砂地比由0.36降低为0.19。馆上段储层平面非均质性与微相带、砂体发育密切相关。平面上在砂体边部和河道分叉部位非均质性强[1-4]。非均质性是影响油田开发效果的重要因素，是形成现井网下的剩余油分布的主控因素。矢量井网调整研究方向是，考虑进行与主渗透率方向、沉积的物源方向、河流走向、油层分布、裂缝方向和沉积微相相适应的矢量化调整[5]。为进一步优化海上油田注水效果，提高注水效率，本文通过建立埕岛油田五点法注采理论模型，分析注水可能存在的问题，并提出了应用“矢量井网”开发这一概念，为进一步优化注水提供指导[6-7]。
2. 理论模型模拟
本理论模型三维网格数量为41×41×6，共10086个网格。平面网格步长15 m，纵向网格步长10 m，采用五点法注采井网。定义4口生产井，每口井定液量150m3/d生产；注采比1.1，定义9口注水井，每口注水井注入量180 m3/d。油藏初始含油饱和度为0.6，含水饱和度0.2，孔隙度0.3，原始地层压力13.5 MPa，模型滲透率的平均值2000 mD。注水井地层压力最高限制20 MPa，采油井井底压力最低11.5Mpa。海上油田渗透率级差范围为1～10，根据储层实际情况设计不同的平面及纵向渗透率级差进行研究。
2.1 地层均质条件情况模拟
由在地层均质情况下，五点法井网流线平面分布均匀，纵向上储层由于重力作用上部流线密度小于下部。上层剩余油饱和度低于下层，剩余油主要富集于注水井连线中间位置，流线密度低，注入水波及不到的位置。模拟运行5年，油藏采出程度为35.5%，累积产油量107万吨，累积产水量为332.2万吨，油井生产654天后见水。
2.2 河道沿油水井连线方向模拟
渗透率的平面分布具有明显的方向性，渗透率高值区基本与主河道微相吻合，在垂直于河道的方向上，在从高能区向低能区过渡时，渗透率从河道中心向两侧迅速降低，递减非常明显。河道方向为油水井连线方向，即油水井间隔分布于主河道时，主河道为渗流主力区，此区域流线密度远高于河道之间的低渗透区域。此时剩余油主要分布于上层河道之间的低渗透区域，注入水波及不到的位置。模拟运行5年，油藏采出程度为30.5%，累积产油量92.1万吨，累积产水量为347.1万吨，油井生产297.3天后见水。
2.3 主河道分布于油井井排上模拟
渗透率的平面分布具有明显的方向性，渗透率高值区基本与主河道微相吻合，在垂直于河道的方向上，在从高能区向低能区过渡时，渗透率从河道中心向两侧迅速降低，递减非常明显。河道方向为油（水）井连线方向，即油（水）平行分布于主河道时，主河道同样为渗流主力区，此区域流线密度高于河道之间的低渗透区域。此时剩余油主要分布于相邻水井之间的高渗透区域，注入水波及不到的位置。模拟运行5年，油藏采出程度为33.9%，累积产油量102.3万吨，累积产水量为336.9万吨，油井生产594.6天后见水。
2.4 平面均质、纵向渗透率正韵律分布
埕岛油田馆上段层内垂向上渗透率主要有三种类型：简单正韵律、复杂正韵律、复合韵律[1]。层内非均质、正韵律储层，剩余油主要分布于储层上部；油藏下部流体流动活跃，流线密度明显大于上部储层。模拟运行5年，油藏采出程度为24.2%，累积产油量72.9万吨，累积产水量为366.3万吨，油井生产356.7天后见水。
2.5 平面均质、纵向渗透率反韵律分布
层内非均质、反韵律储层，剩余油主要分布于储层上部，但含油饱和度总体低；油藏下部流体流动活跃，流线密度明显大于上部储层。模拟运行5年，油藏采出程度为41.1%，累积产油量123.9万吨，累积产水量为315.3万吨，油井生产594.6天后见水。
3. 模拟结果分析
理论模型运行至模拟期5年末，反韵律储层累积产油量最高，达到123.9万吨，理论上采出程度为41.1%，而累积产水量最低，为315.3万方。该储层的见水时间仅仅稍早于均质储层，为594.6天。相反，对于渗透率成正韵律分布的储层，其采出程度最低，仅为24.1%；累积产水量最高，为366.3万吨。
对于均质储层、河道对角线方向、河道油井排方向和渗透率反韵律类型的储层，各层位产量贡献由上至下逐渐减小，但渗透率反韵律类型的储层减小幅度最大，由43%降为1%，而渗透率正韵律其各层位产量贡献由上至下总体逐渐增大，由3%升至23%。
对于均质储层、河道对角线方向、河道油井排方向和渗透率反韵律类型的储层，层位6与层位1的剩余油储量比值相近；而对于渗透率正韵律分布的储层，其剩余油比值为0.38，地层谁储量比值为3.23。即对于正韵律储层，由于底层的渗透率大，在中高含水期，为主要的水窜通道。
4. 结论与建议
对于不同层位的高耗水层，需要纵向细分层位，创建纵向“细分注水”的极端耗水层调控技术，建立基于拟渗流阻力的纵向近阻组合优化方法，抑制纵向极端高耗水层段。对于平面高耗水带，需要流线转向，创建平面“流线转向”的极端耗水带调控技术，基于各方向饱和度差异最小化原则，通过矢量井网、矢量注采，调节不同方向注采井距、注采强度，实现均衡驱替，抑制极端耗水提高注水效率。对于馆陶组中高渗油藏注水，层内的高耗水段，要层内控制，深部调驱，提高注入式波及面积。
参考文献：
[1]徐英霞，高喜龙，杨鹏飞，等.埕岛油田馆陶组上段油藏地质模型[J].石油勘探与开发，2000，27（6）：53-55.
[2]姜书荣，徐东萍，任允鹏.埕岛油田馆上段开发经济界限研究[J].油气地质与采收率，2003，10（增刊）：61-62.
[3]张巧莹.埕岛油田埕北1井区层系、井网调整先导性试验研究[J].内蒙古石油化工，2011，（8）：238-240.
[4]刘利.埕岛油田馆陶组油藏开发调整技术政策研究[J].油气地质与采收率，2006，13（3）：79-81.
[5]刘德华，李士伦，吴军.矢量化井网的概念及布井方法初探[J].江汉石油学院学报，2004，26（4）：110-111.
关键词：中高含水期；矢量注采；埕岛油田
1. 前言
埕岛油田馆上段为河流相沉积，共分为（1+2）-6共5个砂层组。纵向上砂岩与泥岩呈互层分布，砂岩与地层厚度之比平均为0.30，由下向上砂地比由0.36降低为0.19。馆上段储层平面非均质性与微相带、砂体发育密切相关。平面上在砂体边部和河道分叉部位非均质性强[1-4]。非均质性是影响油田开发效果的重要因素，是形成现井网下的剩余油分布的主控因素。矢量井网调整研究方向是，考虑进行与主渗透率方向、沉积的物源方向、河流走向、油层分布、裂缝方向和沉积微相相适应的矢量化调整[5]。为进一步优化海上油田注水效果，提高注水效率，本文通过建立埕岛油田五点法注采理论模型，分析注水可能存在的问题，并提出了应用“矢量井网”开发这一概念，为进一步优化注水提供指导[6-7]。
2. 理论模型模拟
本理论模型三维网格数量为41×41×6，共10086个网格。平面网格步长15 m，纵向网格步长10 m，采用五点法注采井网。定义4口生产井，每口井定液量150m3/d生产；注采比1.1，定义9口注水井，每口注水井注入量180 m3/d。油藏初始含油饱和度为0.6，含水饱和度0.2，孔隙度0.3，原始地层压力13.5 MPa，模型滲透率的平均值2000 mD。注水井地层压力最高限制20 MPa，采油井井底压力最低11.5Mpa。海上油田渗透率级差范围为1～10，根据储层实际情况设计不同的平面及纵向渗透率级差进行研究。
2.1 地层均质条件情况模拟
由在地层均质情况下，五点法井网流线平面分布均匀，纵向上储层由于重力作用上部流线密度小于下部。上层剩余油饱和度低于下层，剩余油主要富集于注水井连线中间位置，流线密度低，注入水波及不到的位置。模拟运行5年，油藏采出程度为35.5%，累积产油量107万吨，累积产水量为332.2万吨，油井生产654天后见水。
2.2 河道沿油水井连线方向模拟
渗透率的平面分布具有明显的方向性，渗透率高值区基本与主河道微相吻合，在垂直于河道的方向上，在从高能区向低能区过渡时，渗透率从河道中心向两侧迅速降低，递减非常明显。河道方向为油水井连线方向，即油水井间隔分布于主河道时，主河道为渗流主力区，此区域流线密度远高于河道之间的低渗透区域。此时剩余油主要分布于上层河道之间的低渗透区域，注入水波及不到的位置。模拟运行5年，油藏采出程度为30.5%，累积产油量92.1万吨，累积产水量为347.1万吨，油井生产297.3天后见水。
2.3 主河道分布于油井井排上模拟
渗透率的平面分布具有明显的方向性，渗透率高值区基本与主河道微相吻合，在垂直于河道的方向上，在从高能区向低能区过渡时，渗透率从河道中心向两侧迅速降低，递减非常明显。河道方向为油（水）井连线方向，即油（水）平行分布于主河道时，主河道同样为渗流主力区，此区域流线密度高于河道之间的低渗透区域。此时剩余油主要分布于相邻水井之间的高渗透区域，注入水波及不到的位置。模拟运行5年，油藏采出程度为33.9%，累积产油量102.3万吨，累积产水量为336.9万吨，油井生产594.6天后见水。
2.4 平面均质、纵向渗透率正韵律分布
埕岛油田馆上段层内垂向上渗透率主要有三种类型：简单正韵律、复杂正韵律、复合韵律[1]。层内非均质、正韵律储层，剩余油主要分布于储层上部；油藏下部流体流动活跃，流线密度明显大于上部储层。模拟运行5年，油藏采出程度为24.2%，累积产油量72.9万吨，累积产水量为366.3万吨，油井生产356.7天后见水。
2.5 平面均质、纵向渗透率反韵律分布
层内非均质、反韵律储层，剩余油主要分布于储层上部，但含油饱和度总体低；油藏下部流体流动活跃，流线密度明显大于上部储层。模拟运行5年，油藏采出程度为41.1%，累积产油量123.9万吨，累积产水量为315.3万吨，油井生产594.6天后见水。
3. 模拟结果分析
理论模型运行至模拟期5年末，反韵律储层累积产油量最高，达到123.9万吨，理论上采出程度为41.1%，而累积产水量最低，为315.3万方。该储层的见水时间仅仅稍早于均质储层，为594.6天。相反，对于渗透率成正韵律分布的储层，其采出程度最低，仅为24.1%；累积产水量最高，为366.3万吨。
对于均质储层、河道对角线方向、河道油井排方向和渗透率反韵律类型的储层，各层位产量贡献由上至下逐渐减小，但渗透率反韵律类型的储层减小幅度最大，由43%降为1%，而渗透率正韵律其各层位产量贡献由上至下总体逐渐增大，由3%升至23%。
对于均质储层、河道对角线方向、河道油井排方向和渗透率反韵律类型的储层，层位6与层位1的剩余油储量比值相近；而对于渗透率正韵律分布的储层，其剩余油比值为0.38，地层谁储量比值为3.23。即对于正韵律储层，由于底层的渗透率大，在中高含水期，为主要的水窜通道。
4. 结论与建议
对于不同层位的高耗水层，需要纵向细分层位，创建纵向“细分注水”的极端耗水层调控技术，建立基于拟渗流阻力的纵向近阻组合优化方法，抑制纵向极端高耗水层段。对于平面高耗水带，需要流线转向，创建平面“流线转向”的极端耗水带调控技术，基于各方向饱和度差异最小化原则，通过矢量井网、矢量注采，调节不同方向注采井距、注采强度，实现均衡驱替，抑制极端耗水提高注水效率。对于馆陶组中高渗油藏注水，层内的高耗水段，要层内控制，深部调驱，提高注入式波及面积。
参考文献：
[1]徐英霞，高喜龙，杨鹏飞，等.埕岛油田馆陶组上段油藏地质模型[J].石油勘探与开发，2000，27（6）：53-55.
[2]姜书荣，徐东萍，任允鹏.埕岛油田馆上段开发经济界限研究[J].油气地质与采收率，2003，10（增刊）：61-62.
[3]张巧莹.埕岛油田埕北1井区层系、井网调整先导性试验研究[J].内蒙古石油化工，2011，（8）：238-240.
[4]刘利.埕岛油田馆陶组油藏开发调整技术政策研究[J].油气地质与采收率，2006，13（3）：79-81.
[5]刘德华，李士伦，吴军.矢量化井网的概念及布井方法初探[J].江汉石油学院学报，2004，26（4）：110-111.