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28 天 津 科 技第 50 卷 第 10 期第 50 卷 第 10 期2023 年 10 月Vol.50 No.10Oct.2023天 津 科 技 TIANJIN SCIENCE&TECHNOLOGY收稿日期：2023-10-080 引 言目前常用的分析注采连通关系的方法有同位素载体法测试注水井吸水剖面、井间示踪剂技术、干扰试井、生产测井和几何曲线关联度法定量配注等1-6，但这些方法均存在一定的缺点：不能量化表征注采井间的连通关系；干扰试井资料并不能确定注水井的注水量；井间示踪剂技术现场工艺比较复杂；基础研究渤海典型薄互层油藏水驱动用及关键开发指标研究王鑫朋1，庞维浩1，石洪福1，张文俊1，2，郑金定1（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司 渤海石油研究院 天津 300459；2.长江大学资源与环境学院 湖北武汉 434023）摘 要：P油田整体为典型的薄互层油藏，主要特点是储层厚薄不均、薄层发育、储层横向变化快、储层连通性差、测试及生产动态资料少，导致真实水驱动用程度预测难度大。水驱油藏中注采对应率的高低直接决定了水驱动用程度，对油藏关键指标如采收率、递减率和含水上升率的预测精度有重要影响。首先基于地质精细小层对比，从薄互层油藏注采对应率出发，得到油田平均静态注采连通率在 75%左右，进一步分析油田的随钻测压资料及实际生产数据，油藏实际动态注采对应率为 70%；通过建立能够代表油田薄互层油藏地质特征的典型数值模型来判断注采对应率对递减率、采收率、含水上升率的影响。研究结果表明，在相同的产液速度条件下，注采对应率越高，递减率越小；反之，则递减率越大。随着注采对应率的提高，油田采收率和含水上升率也相应提高。关键词：薄互层油藏 水驱动用程度 递减率 采收率 含水上升率中图分类号：TE5 文献标志码：A 文章编号：1006-8945（2023）10-0028-04Study on Water Flooding and Key Development Indexes of Thin Interbedded Reservoir WANG Xinpeng1，PANG Weihao1，SHI Hongfu1，ZHANG Wenjun1，2，ZHENG Jinding1（1.Bohai Petroleum Research Institute，Tianjin Branch of CNOOC，Tianjin 300459，China；2.School of Resources and Environment，Yangtze University，Wuhan 434023，Hubei Province，China）Abstract：As a whole，P oilfield is a typical thin interbedded reservoir，which is characterized by uneven reservoir thickness，thin layer development，rapid lateral change of reservoir，poor reservoir connectivity，and less testing and production performance data，so it is difficult to predict the real water flooding degree.The corresponding rate of injection and production in water flooding reservoir directly determines the water flooding degree，which has an important impact on the prediction accuracy of key indicators such as recovery rate，decline rate and water cut rise rate.Based on the comparison on the geological fine layers，starting from the injection production corresponding rate of thin interbedded reservoirs，the average static injection production connectivity rate of the oilfield is about 75%.Further analysis of the pressure measurement while drilling data and actual production data shows that the actual dynamic injection production corresponding rate of the reservoir is 70%.Through the establishment of a typical numerical model which can represent the geological characteristics of thin interbedded reservoir，the influence of injection production corresponding rate on decline rate，recovery rate and water cut rise rate is judged.The results show that under the same liquid production rate，the higher the injection production corresponding rate，the smaller the decline rate；On the contrary，the greater the decline rate.With the increase of the injection production corresponding rate，the oil recovery rate and water cut rise rate are also increased.Key words：thin interbedded reservoir；water flooding；decline rate；oil recovery rate；water cut rise rate 29 2023 年 10 月F08ST1 井为P油田 3 井区一口先导注水井，其邻井L29 井在钻进时进行了MDT测压，测压结果显示，其注采连通率为 70%，如图 1 所示，与静态注采连通率总体趋势基本一致。基于 3 井区储层发育典型特征和重点参数，建立符合井区实际情况的数值模拟模型，如图 2 所示，重点考虑不同连通率对采收率、递减率、含水上升率的影响。图 2 数值模拟模型剖面图Fig.2 Numerical simulation model profile1.1 采收率将注采连通率分别设置为 50%、60%、70%和80%，其余地质条件不变，开采年限设置为 30 年。各方案采收率数值模拟结果如图 3 所示。图 3 采收率数值模拟结果Fig.3 Numerical simulation results of oil recovery rate以上结果显示，总体上看采收率的变化范围是16%23%，随着注采连通率的提高，采收率逐渐提生产测井只是测量生产井和注水井内的流体流动剖面。其中几何曲线灰色关联度法主要是依据曲线的相似性判断注采井的关系密切与否，不能解决一口注水井与两口曲线形态完全相似而产量不同的生产井之间的关系问题。一部分学者尝试采用决策树、数值模拟等方法来判断注采连通关系，实现了定量或半定量的评价，但因自动化程度不够，现场可操作性差7-12。注采连通情况是指在水驱开发油藏中注水井和采油井之间的连通情况。在油田实际生产中，注采连通情况是一个很难确定却又十分重要的问题。注采连通情况的准确判别可为剩余油分布的描述及油田开发方案的制定提供依据，对油田的生产调整、稳油控水具有一定的指导作用，对提高水驱油藏原油的采收率也具有重要意义。1 关键开发指标数值模拟研究渤海P油田为典型的薄互层油藏，储层整体表现为薄互层，其主力砂组单层厚度较大，薄层也较为发育，储层纵向连续发育，平均单井钻遇储层 94 m，具有层数多、层薄的典型薄互储层特点。基于油田的静态资料进行储层对比，得出P油田的静态注采连通率为 75%左右，但由于P油田薄互层储层的特点，这一结果具有较大的不确定性。同时，动态PLT测试法也具有一定的局限性，PLT测量的是单一防砂段的产出，无法具体划分到单层，且因单一防砂段内层数多，所以液量低，误差较大。但是作为新开发区块，P油田可以测量比较丰富的单井MDT压力，因此，可以通过优化井序，并根据地层的亏空情况来判断注采连通性。图 1 MDT测压结果Fig.1 MDT pressure measurement results 王鑫朋等：渤海典型薄互层油藏水驱动用及关键开发指标研究 30 天 津 科 技第 50 卷 第 10 期高，但增加幅度逐渐变缓。钻后认识注采连通率为69%，采收率在 20.4%左右，与开发方案基本一致，略微变好。1.2 递减率递减率是油田开发规律研究的重要指标之一，已开发油田产量递减规律是否合理关系到对油田下一步开发策略的制定和调整。各方案产油量数值模拟结果如图 4 所示。图 4 产油量数值模拟结果Fig.4 Numerical simulation results of oil production 通过计算，不同注采连通率下递减率随时间和含水率的变化情况如图 5、6 所示。图 5 不同注采连通率下递减率随时间变化情况Fig.5 Variation of decline rate with time under different injection and production connectivity rates图 6 不同注采连通率下递减率随含水率变化情况Fig.6 Variation of decline rate with water cut under different injection-production connectivity rates在递减率方面，若注采连通率越高，稳产期越长，则递减率相对较小。在开发中后期，即含水率大于 60%时期，不同注采连通率下递减率趋于一致，说明在开发后期注采不连通的层基本无产出。为验证“开发后期，注采不连通的层基本无产出”这一观点，选择注采连通率为 70%这一方案分别输出注采连通层产出和总产出，如图 7 所示。连通层递减率和总递减率随含水率的变化情况如图 8 所示。图 7 注采连通层产出和总产出Fig.7 Output and total output of injection-productionconnected layer图 8 连通层递减率和总递减率随含水率变化情况Fig.8 Variation of decline rate and total decline rate of connected layer with water cut对比发现，二者之间差距随时间延长逐步变小，意味着不连通层后期产出很少。在油田实际生产中，不连通层拉大了初期的递减率，以注采对应率 70%为例，连通层的递减率是总递减率的 67%左右，后期二者趋于一致。因此，建议在薄互层计算初期递减率时不应考虑不连通层。1.3 含水上升率各注采对应率下含水率数值模拟结果如图9所示。图 9 含水率数值模拟结果图Fig.9 Numerical simulation results of water cut通过计算，不同注采连通率下含水上升率随时 31 2023 年 10 月 王鑫朋等：渤海典型薄互层油藏水驱动用及关键开发指标研究图 13 3 井区F23ST1、F37 井实际生产数据图Fig.13 Actual production data of wells F23ST1 and F37 in well block 3基于沉积背景及精细小层对比研究，结合动态资料，分析认为区域主辫流带主要流经 3 井区，南部主体区主要位于主辫流带边部或非主力河道，如图14 所示，主体区较 3 井区薄互层更为发育，注采连通率更差。图 14 P油田沉积微相图Fig.14 Sedimentary microfacies diagram of P oilfield由地质资料可知，主体区注采连通性较 3 井区差，因此，预测主体区采收率低于 3 井区采收率。观察图 12、13 可知，F23ST1、F31 井实际数据点集中分布在注采连通率在 40%50%的曲线之间，预测采收率 16%左右；F23ST1、F37 井实际数据点集中分布在注采连通率在 60%70%的曲线之间，预测采收率 20%左右。图版预测结果符合实际预期，表明图版适用性较好。2 结 论P油田为典型的薄互层油藏，储层具有层数多、厚度薄的特点。注采连通率是影响薄互层油藏开发效果的主要因素，但薄互层油藏静态连通性具有较大的不确定性，需结合动态资料综合研究确定。通过利用MDT资料计算实际注采连通率方法，得出目标油田储层连通率在 60%70%之间，预测采收率在 20%左右，与开发方案预测基本一致，说明利用MDT测压资料计算油田实际注采对应率这一方法具有一定的可行性。储层注采连通率越高，递减率越小，在实际计算油田初期递减率时，应去除注采不连通的薄层递减，从而使计算结果更加精确。间和含水率的变化情况如图 10、11 所示。图 10 不同注采连通率下含水上升率随含水率变化情况Fig.10 Variation of water cut rise rate with water cut under different injection-production connectivity rates图 11 不同注采连通率下含水上升率随时间变化情况Fig.11 Variation of water cut rise rate with time under different injection-production connectivity rates研究发现，注采连通率并不会影响见水时间，不同的注采连通率见水时间基本一致，最先见水层决定了见水时间，只要小层注采连通，就不会影响见水时间。另外，注采连通率越高，含水上升率越小，含水率上升趋势越平缓。分析认为，这是由于注采连通率高，水驱动用范围变大，导致含水上升率变慢。1.4 图版及应用据不同注采对应率下的含水率随采出程度的变化情况绘制成图版，为了验证图版的适用性，分别在P油田主体区和 3 井区选择 2 个井组共 4 口生产井进行验证。其中主体区选择的是F21 井和F31 井，3 井区选择的是F23ST1 井和F37 井。结果如图 12、13 所示。图 12 主体区F21、F31 井实际生产数据图Fig.12 Actual production data of wells F21 and F31 in main area下转第 35 页 35 2023 年 10 月 朱林等：太阳能相变蓄热+电锅炉供暖系统研究现状及发展前景华维三，章学来，刘锋，等.新型无水箱相变蓄热式太阳能集热器及热性能研究 J .可再生能源，2017，35（3）：395-400.Papadimitratos A，Sobhansarbandi S，Pozdin V，et al.Evacuated tube solar collectors integrated with phase change materials J .Solar Energy，2016，129（5）：10-19.李晓滨，程远达，赵旭东，等.相变材料在太阳能热水系统中的应用研究综述 J .太原理工大学学报，2018，49（5）：691-697.Serale G，Baronetto S，Goia F，et al.Characterization and energy performance of a slurry PCM-based solar thermal collector：a numerical analysis J .Energy Pro-cedia，2014（48）：223-232.Fei M，Peng Z A.Performance investigation of 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