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摘要：塔河奥陶系缝洞型油藏经过多期构造和岩溶作用而形成的，油藏地质结构复杂、储集类型多样，储集空间形态多样，大小悬殊，分布不均，具有很强的非均质性。复杂的地质特征及开发方式造成了水驱机理认识不清、油井见水后治理困难等问题，并且一些成熟的碎屑岩油藏工程技术也不再适用。目前结合水侵规律认识，现场初步开展了井组流体势调控，并取得了一定的成果，为缝洞型油藏单元综合挖潜和调整提供了一种新手段。

关键词：缝洞型油藏;水侵认识;调流体势;油水比

引言

以塔河油田为代表的碳酸盐岩缝洞型油藏储集体分布复杂，储集空间多样，非均性极强，油藏的主要储集空间以构造变形产生的构造裂缝，岩溶作用形成的孔、洞为主，其中大型溶洞是最主要的储集空间，不同尺度的裂缝是连通通道。主体缝洞介质内流体流动不符合达西渗流规律，油水关系较复杂。随着开发时间推移，多个主力井区开始陆续见水，导致产量递减较大。除了关井压锥、堵水、上返、注气等一系列治水方法，结合水侵认识摸索出一条新的治水方案，即通过井组流势调整延缓生产井见水速度。该方法针对单元内现有井网通过改变各油井的生产压差，以实现单元内流势和油水关系的重新分布，从而达到削弱已经形成的水锥或者减缓底水的局部突进的目的，最终实现单元的均衡控水开采的目的，能有效避免了针对单井治理造成的井间储量的损失，对提高油藏采收率意义重大。

1 流势调整特点

常规碳酸岩盐缝洞型油藏控水稳油技术覆盖了油藏的开发初期-中期和后期，包含了油藏开发理论和采油工艺技术，能够较好的解决绝大部分油井控水问题。但除了单元注水、注气以外，其余的控水措施主要从单井的角度提出治理对策，而缺乏油藏的整体均衡把控。另外常规的控水技术也普遍存在“被动”和“牺牲产能”的不足。具体如下：

①控制合理压差的控水方法：理论上这是水的最佳手段，只要能够从一开就以“合理的”压差生产，就能实现控水提高采收率和效益的最大化。但是由于缝洞油藏的复杂性和差异性，难以确定每一口油井合理压差。

②油井见水初期或出现见水信号时，主动降低采速大幅度缩小生产压差控水的方法：这是油田开发实践的普遍做法，它确实能有效地控制含水的上升，但是这种方式会大幅度的降低油井产能。

③缝洞型油藏单井、单元注气技术，其作用主要原理是利用氮气的难混相的特性在地下形成人工气顶驱替油井产层溢出口以上的“阁楼油”，并降低油水界面，但这种控水方式成本相对较高;

④堵水技术，可作为碳酸盐岩缝洞型油藏治水控水的常规有效措施之一，但是该技术在选井选层上有比较严格的要求，目前有效率相对较低;

“单元流势调控”，是指针对单元内现有井网通过改变各油井的生产压差，以实现单元内流势和油水关系的重新分布，从而达到削弱已经形成的水锥或者减缓底水的局部突进的目的，最终实现单元的均衡控水开采的目的。是对现有的缝洞型碳酸盐岩油藏控水方法体系的完善和补充。与现有控水方法相比：首先本方法从单元调控的角度出发实现控水，避免了针对单井治理造成的井间储量的损失;其次本方法不是被动的降低产能控水（牺牲产能），而是通过调控引流改变底水流势实现控水、降水的目标，油井产能不仅不受损失甚至会得到恢复;再次本方法的调控方式以动态调整为主，不会增加额外的成本投入，经济效益优势显著;最后本发明的应用范围广泛，而且调整过程以油藏的动态调整为主，调整过程基本可逆。

2 流势调整原理

美国地质学家和地球物理学家 M.K.Hubbert认为流体在地层运移的过程中，只受重力、压力的影响，并且提出的流体势理论基础上，认为地下流体还受到毛细管力的作用，但前期应用主要集中在油气勘探领域，并未将流体势理论应用于油藏开发中。流体在已开发油藏中受力较复杂，对已开发油藏中的流体进行受力分析表明（图1），油藏中流体受到的作用力包括重力、浮力、压力、惯性力、黏滞力及毛细管力等，可总结为位能、压能、动能及界面能。

2.1 位能

油藏中流体受到重力及浮力作用，所受力与它所在的相对位置联系起来，使流体具有位能Ez。位能场控制了油藏内部流体在垂向上的运移趋势，油藏内部油水密度大小存在差异，因此位能场控制的油水运动也存在差异。油藏在开发条件下，位能大小受到油水密度差及水动力的影响，水动力方向水平时，水在位能的作用下向下运移;水动力方向倾斜时，水动力与重力场相互叠加，可能会加强或减弱位能对油水运动的控制作用。

2. 2压能

流体在已开发油藏中受到各种压力，包括静水压力、地质或非地质因素造成的超高压或超低压、油藏注水开采压力等，压力使流体具有压能Ep。油藏内部压能场分布控制了油水运动的宏观方向，油水在压能场的控制下由高压能区向低压能区运动（图2）。由于塔河油田奥陶系埋藏深、地饱压差大，因此地层压力及其空间分布是流体压能的主要影响因素。

2.3 界面能

在渗流过程中由一种流体驱替另一种流体时，在液-液接触界面及固-液接触界面上会产生压力跳跃，从而形成黏滞力及毛细管力，这种力产生的能量称为界面能E。界面能的分布控制了储层中流体的差异运动，对于油水两相流体，注入水能驱替原油所满足的势能条件是注入水界面势能大于原油界面势能。由于界面能指油藏中互不相溶两相界面是流体具有界面能的先决条件，因此在弹性开发阶段仅有单相流体和岩石固体，可以忽略界面能的影响。

2.4 动能场

动能Ev是流体在流动过程中所具有的能量，动能的形成是各种力综合作用的结果，油藏内部各点流体所受作用力不均，使流体动能存在差异。由动能定义式可知，动能值与油藏中单位体积流体密度和速度平方呈正相关，与碎屑砂岩不同，缝洞型油藏流体储渗空间为裂缝和溶洞，其内流体流动较快，因此动能不可忽略。

3 流势调整公式建立

王明、杨兵等专家2016年提出正规化流体势的概念及其计算步骤，根据流体受力状况分析，油藏中流体所具有的多种势能，共同影响了流体在储层中的运移。油藏开发中流体势的理论公式可表示为：

式中：Φ 为流体势能，J/m3;ρ为流体密度，kg/m3;g 为重力加速度，m/s2;z 为海拔深度，m;p为油藏压力，Pa;v为流体渗流速度，m/s，σ为界面张力;mN/m;θ为润湿角;r为储层孔喉半径，m。

缝洞型油藏主要储渗介质为裂缝和溶洞，具有严重的非均质性和多尺度性特征。流体在缝洞介质内受力状况及力学规律与常规碎屑砂岩储层明显不同，主力产层多为未充填溶洞段，开发过程中近井区域压力梯度大、流体流动速度快;油藏内部裂缝和溶洞发育复杂、连通方式多样，溶洞与裂缝等局部地质构造转换处由于开度的剧烈变化，对流体能量损耗较砂岩储层要更加明显。遵循能量和质量守恒基本原则，建立缝洞型油藏开发流体势理论数学模型。以单位体积流体为基准：

其中：为流体势，J;ρ为密度，kg/m3;g为重力加速度，m/s2，z为相对于基准面的埋深，m;p为压力，Pa;v为流体流速，m/s;σ为界面张力，mN;θ为润湿角;r为孔隙半径，m;η为粘滞系数，mPa·s。式中为位能，为压能，为动能，为界面能为粘滞力能，Q为能量损耗。在整个物理运移过程中，从总能量的角度来看，各能量所占比例不同;从能量转化的角度来分析，占总能量必须小的能量，其变化影响可能不可忽视。

流体势是决定油藏油水流动方向的本质因素，流体总是从高势区流向低势区;流体势中各种能量所占比例不同，不同阶段能量主控因素不同，建立不同储集空间类型不同阶段主控能量表。

4 流势调整方法及影响因素

4.1流势调整方法

地层中的流体总是由高流势区向低流势区运动，且运动方向是沿着流势减小最快的方向。调流势机理就是通过排液井大排量提液，降低井底压力，造成低流势区，改变产油井侧向水侵方向或者底水锥进速度，降低油井区域含水，最终实现控水稳油。根据岩溶模式、能量状况、油水关系及流体势定量计算，结合矿场成功经验，建立了塔河缝洞型流体势四种调控方法。

1、提液引流。该方法调控对象为底水连通能量较充足井组，通过对见水早、含水率高的生产井进行提液、排水、引效，降低连通单元水体压能，转化为水体动能，加速侵入低含水油井底水从排水井排除，稳定受效油井水锥，改善井组开发效果，如图3所示。

2、控液抑锥。该方法调控对象为缝洞结构以缝网连通的溶洞储集体为主，底水能量充足。油井先后见水后含水快速上升，井组整体处于中高含水生产阶段。井间及井周尚存在丰富剩余油。通过综合调控，实现不同能量之间的相互转换，如图4所示。

3、引水驱油。由于缝洞型储层强烈的非均质性及连通通道表征精度的影响，缝洞型油藏平面完善性较差。该方法针对一注多采受效不均衡井组，通过针对性的调控主要通道与次级通道沟通的生产井工作制度，将注入水的压能传递到次级通道沟通的油井产层段，增加油体动能及位能，从而提高次级通道沟通的油井受效程度，如图5所示。

4、扰流增油。单元内井间多向连通，由于通道形态、规模、储层类型及物性差异，形成边底水或注入水窜进的优势流道，水动能大，形成优势流道屏蔽型剩余油。针对井组水驱特点，研究提出了换向注水流势调控方法，通过井别转换，扩大水驱有效波及，将水体动能转化为油体动能，启动次级通道内屏蔽型剩余油，夯实井组单元提高采收率的物质基础，如图6所示。

4.2流势调整影响因素

通过室内试验结合现场统计数据，分析排采比、水体倍数、调势参数及调势方式四个方面影响因素，进行流体势场合理调控参数统计，为缝洞型油藏流体势调控政策提供依据。

1、排采比

通过现场统计已经评价流体势调控调控效果的井组（21井组），分不同排液比进行调控效果统计，经统计，排液比位于0-1之间的有2口井，平均单井增油210t;排液比位于1-2之间的有8口井，平均单井累增油1368t;排采比位于2-3之间的井数7口，平均单井增油3109t，排采比位于3-5之间的有5口井，累计增油4303t;排采比位大于5的有2口井，平均单井增油4711t。经统计分析，排采比大于3调势效果较好。

2、水体倍数

通过现场统计已经评价流体势调控调控效果的井组（21井组），分不同水体倍数进行调控效果统计，经统计，水体倍数位于1-10之间的有10口井，平均单井增油2034t;水体倍数位于10-20之间的有6口井，平均单井累增油5877t;水体倍数位于20-30之间的井数1口，平均单井增油3652t，水体倍数位于30-40之间的有0口井;水体倍数大于50的有1口井，平均单井增油506t。经统计分析，水体倍数<20倍调势效果较好。

3、调势时机及方式

通过现场统计已经评价流体势调控效果的井组（21井组），分不同调势时机即受效井含水率进行调控效果统计，经统计，含水率位于0-20%之间的有3口井，平均单井增油5923t;含水率位于20%-40%之间的有2口井，平均单井累增油6041t;含水率位于40%-60%之间的井数3口，平均单井增油1057t，含水率位于60%-80%之间的有7口井，平均单井累增油2810t;含水率大于80%的4个井组，平均单井增油2121t。经统计分析，中低含水期调势效果较好。分不同调势方式进行调控效果统计，经统计，排水引流调试方式有8口井，平均单井增油2071t;引水驱油调试方式有6口井，平均单井增油5680t;控液抑锥调试方式有4口井，平均单井增油2114tt。经统计分析，引水驱油调势效果较好。

5 矿场实践

5.1基本情况

AD4单元位于12区西部斜坡浅覆盖区，区域发育水系与多组次级断裂，属于典型的“构造+断裂+水系”复合岩溶背景。该单元历经三个开发阶段，上产、稳产，目前处于递减综合治理阶段，受水侵后储量动用持续下降，高含水屏蔽剩余油难采出。