一种低渗油藏调剖选井决策新方法

白雷，向小玲，原风刚，孟亚玲，江礼武，刘同敬

（1.中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆克拉玛依834000；2.中国石油大学提高采收率研究院，北京102249）



一种低渗油藏调剖选井决策新方法

白雷1，向小玲1，原风刚1，孟亚玲1，江礼武2，刘同敬2

（1.中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆克拉玛依834000；2.中国石油大学提高采收率研究院，北京102249）

摘要：通过分析压力指数决策方法应用于低渗油藏调剖优化选井时遇到的问题，提出了一种新的低渗油藏调剖选井决策方法——RMF决策方法。新方法从动静结合角度，推导出表征调剖剂可注入性及油藏非均质性的4个决策因子，即表征层内非均质性决策因子、表征层间非均质性决策因子、表征平面非均质性决策因子及表征调剖剂可注入性决策因子，将4个决策因子组合，建立了RMF调剖决策因子和调剖选井决策方法。将RMF决策方法应用于A油田，调剖决策取得了比压力指数决策方法更好的效果。

关键词：低渗油藏；调剖选井；压力指数决策方法；决策因子；RMF决策方法

低渗油藏非均质性强，在注水开发过程中，常导致注入水突进和窜流，造成油井过早水淹，影响油田开发效果。通过合理调剖，可有效提高注水井的波及系数，降低受效井含水率，提高产油量[1-6]。

目前，中、高渗油藏注水区块调剖选井过程中，压力指数决策方法因其技术简便，得到了广泛应用[7-14]。压力指数决策方法虽然能够指导中、高渗调剖措施实施，并取得一定调剖效果，但是，压力指数决策因子与受效井组累计增油量和累计降水量相关性不强，对受效井组调剖效果预测作用较弱。同时，在低渗油藏中，由于计算得到的压力指数决策因子不稳定[15-16]，不能准确指导低渗油藏调剖选井。为此，综合考虑调剖剂可注入性和储集层非均质性，建立了一种新的低渗油藏调剖选井决策方法——RMF决策方法。

1　压力指数决策方法在低渗油藏调剖选井中存在的问题

压力指数是根据注水井井口压降曲线求出的用于调剖决策的参数，定义式为[9]

压力指数是注水井关井停注后所测的压降曲线与坐标轴之间的面积与测试时间的比值（图1）[15]，单位为MPa.PI越小，储集层物性越好，越有可能存在高渗带或大孔道，调剖的必要性越大[9]。

图1　注水井压力降落曲线示意

为了使注水井的压力指数能够与区块中其他注水井的压力指数进行比较，需要将区块中每口注水井的压力指数修正为相同吸水强度条件下的压力指数[10]，即压力指数修正值PIG.

修正的压力指数调剖选井决策方法[1]为：PIG低于区块平均值的注水井为调剖井，高于区块平均值的注水井为增注井，略高于或略低于区块平均值的注水井为不处理井。

压力指数修正值与地层渗透率呈负相关，即地层渗透率越大，压力指数修正值越小，调剖剂越容易注入地层。因此，可注入性是压力指数决策方法满足调剖措施的第一个要素，但这只是调剖选井措施实施的基础条件。压力指数决策方法并没有考虑储集层的非均质性这一条件，这是造成压力指数决策因子与受效井组累计增油量或累计降水量相关性不强的根本原因。

对于中、高渗油藏，压力指数决策方法虽然不能保证调剖效果，但能够指导调剖措施的实施，因为在中、高渗储集层内，压力指数能反映储集层的渗透率，高渗通道或裂缝，使渗透率增大，储集层非均质性增强，因此，压力指数决策方法适用于中、高渗储集层。

对于低渗油藏，压力指数决策方法存在以下几个问题：①低渗储集层注水压力高，压力降落缓慢，压力降落特征比较复杂，易造成不合理的调剖选井结果；②低渗储集层压力指数受井筒储集效应影响较大，渗流能力较弱，压力传导慢，井筒储集效应持续时间更长，而井筒储集阶段的压力变化不能反映储集层任何特征，计算的压力指数不能真实反映储集层渗透率[15]；③低渗储集层更易造成井壁污染，导致井口压降曲线降落缓慢，所计算得到的压力指数不能真实反映储集层渗透率[16]；④压力指数决策方法中，90分钟的关井时间是针对中、高渗油藏的，低渗油藏渗流能力弱，泄压慢，一般不能在90分钟内完成主要的压力降落。因此，对于低渗油藏，应选取更加合理的测试时间[16]。

2　RMF决策方法

为解决压力指数决策方法无法准确反映储集层非均质性这一决定调剖成败的缺陷，在低渗油藏渗流机理和地质研究基础上，结合动、静态资料，综合考虑低渗油藏非均质性特征、开发特征、调剖剂可注入性等因素，提出了一种新的适用于低渗油藏调剖选井决策方法——RMF（Reservoir Measure Factors）决策方法。

RMF决策方法针对调剖剂可注入性和油藏非均质性推导出4个决策因子：表征层内非均质性决策因子F1、表征层间非均质性决策因子F2、表征平面非均质性决策因子F3和表征调剖剂可注入性决策因子FC，由4个决策因子建立调剖决策因子FRMF.

2.1表征层内非均质性决策因子F1

定义表征层内非均质性决策因子F1为

其中C2为归一化系数，推荐归一化系数C2=10，具体操作中，C2也可以根据实际情况取其他值。取值依据是使F1，F2，FC的数值范围差距不大，实例计算中决策因子最后范围都在10-2～101的量级上。

根据注水井组中注水井累计注水量与对应一线采油井（一线采油井定义为注水井所对应的油井，且油井与注水井之间存在完整流线，流线之间不存在其他井）含水率变化，建立表征层内非均质性的决策因子F1.F1越大，表明注采井组所在储集层层内非均质性越弱。

2.2表征层间非均质性决策因子F2

定义表征层间非均质性决策因子F2为

依据注水井射孔段投注时渗透率和当前注水条件下射孔段的渗透率比值来表示层间非均质性的强弱。F2越接近1，表明层间非均质性越弱。

2.3表征平面非均质性决策因子F3

对于注水井，通常对应几口不同的一线采油井，可根据一线采油井生产历史数据计算反映该注水井组平面非均质性的决策因子F'3，然后对所有的一线采油井计算的F'3进行数学处理，得到最终的决策因子F3.F3越大，表示该注水井组平面非均质性越弱。

定义表征平面非均质性决策因子F3为

其中C3为归一化系数，推荐C3=10，具体操作中，C3也可以根据实际情况取其他值，取值标准同C2.

2.4表征调剖剂可注入性决策因子FC

构建表征调剖剂可注入性决策因子FC过程如下。

（1）在试井压力测试双对数曲线图（图2）中确定低渗油藏中每口井的tc，t1，te及对应的Δpc，Δp1，Δpe.

该过程中，所述压力测试双对数曲线图指注水井压力监测得到的有效时间—压力数据在双对数坐标下的曲线，横坐标为lnΔt，纵坐标为lnΔp.

有效时间—压力数据是指压力监测数据中能反映地层压力变化，可用于分析储集层物性的有效数据。

（2）利用（7）式计算井储系数：

图2　压力测试双对数曲线

（3）为消除渗透率计算过程中不确定性，先计算t1时刻的渗透率K1和压力数据结束时刻te的渗透率K2，然后将两者相乘取开方值来表示试井解释的地层渗透率该方法可消除井储效应对储集层渗透率的影响，能真实反映储集层渗流能力的大小。

（4）根据地层渗透率，计算调剖剂可注入性决策因子

为消除区块中单井吸水强度不同对决策因子FC0造成的影响，对FC0进行修正并归一化，得到第4决策因子FC.FC值越大，表明调剖剂可注入性越弱。

定义表征调剖剂可注入性决策因子FC为

其中C1为归一化系数，推荐C1=0.1，具体操作中，C1也可以根据实际情况取其他值，取值标准同C2.

2.5调剖决策因子FRMF

根据表征非均质性及调剖剂可注入性决策因子，建立调剖决策因子FRMF，定义为

RMF调剖选井决策方法为：计算区块内注水井组的调剖决策因子FRMF，将得到的所有注水井组调剖决策因子FRMF按升序排列，对于FRMF小于FRMF序列中位数的注水井选为调剖井。

3　应用实例

低渗A油田储集层岩性主要为细-中粒、细粒岩屑长石砂岩，孔隙度9%～14%，平均11.2%，渗透率0.10～4.00 mD，平均1.13 mD，为低孔、特低渗储集层。研究区储集层渗透率平均级差399，平均突进系数23.7，均质系数0.04，具有较强的层间非均质性。

对研究区已进行调剖的注水井组进行分析，分别计算调剖前调剖决策因子和压力指数决策因子，并分析调剖决策因子FRMF、压力指数PI和压力指数修正值PIG与调剖井组增油量的关系（表1，图3）。其中PI及PIG计算过程中采用的是注水井关井90分钟过程中的压力测试数据。

RMF调剖选井决策过程如下：①将计算得到的调剖决策因子FRMF按从小到大升序排列；②计算序列中位数，由于注水井数为12，选取FRMF值排在第6位和第7位的FRMF的平均值1.215作为序列的中位数；③将FRMF小于1.215的注水井选定为调剖井，大于1.215的注水井选定为不处理井（表1）。

表1　注水井组调剖决策因子与选井决策结果统计

不同决策因子与调剖井组累计增油量关系如图3所示。从图3可看出：①压力指数与井组增油量数据较分散，二者相关性较弱（图3a，图3b）；②压力指数修正值相比压力指数与井组增油量相关性增强，基本上压力指数修正值越大，调剖后井组增油量越高，但是二者相关性仍然较弱（图3a，图3c）；③RMF决策方法决策因子FRMF与井组增油量呈良好的正相关性，即FRMF越大，调剖后井组增油量越高，采用拟合得到的关系曲线，可以预测同区块中不同注水井组调剖后累计增油量（图3a，图3d）；④压力指数决策方法与RMF决策方法都存在调剖必要性与调剖效果相反的问题，即调剖必要性越大，调剖后井组增油量反而越低，调剖效果越差。这也是目前调剖选井过程中存在的主要矛盾，是所有调剖措施中需要考虑的重要问题。

图3　FRMF，PI，PIG与井组增油量关系

4　结论

对于低渗油藏，压力指数决策方法未考虑储集层非均质性的影响。综合考虑储集层层内、层间、平面非均质及调剖剂可注入性4个因素的影响，建立了低渗油藏RMF调剖选井决策方法。RMF调剖选井决策方法在A油田调剖选井应用过程中取得了较好的预测效果，进一步证明RMF决策方法在低渗油藏调剖选井中具有更强的适用性。

符号注释

B——体积系数，f；

C1，C2，C3——归一化系数，f；

Ct——原油综合压缩系数，1/（10-1MPa）；

FC0——未归一化的第4决策因子；

F1，F2，F3——分别为表征层内、层间和平面非均质性的决策因子；

Δfw——一线采油井当前含水率与注水井投注时对应含水率的差值，f；

Δfˉw——注水井对应一线采油井当前含水率算术平均值与注水井投注时对应含水率算术平均值的差值，f；

G——先计算区块注水井吸水强度的平均值，然后按就近原则将平均值取整数，m3/（d·m）；

h——地层厚度，m；

heo——注水井对应采油井有效厚度，cm；

hew——注水井有效厚度，cm；

hˉew——注水井所对应hew值的算术平均值，cm；

Ke1——注水井射孔井段投产时渗透率，可根据测井解释渗透率按有效厚度加权计算得到，103mD；

Ke2——注水井注水后射孔井段当前渗透率，可根据产能计算公式反算得到，103mD；

PI——水井的压力指数，MPa；

PIG——压力指数修正值，MPa；

p（t）——随关井时间t变化的水井井口压力，MPa；

pi——有效时间t0时刻对应的压力，10-1MPa；

pt——有效时间t时刻对应的压力，10-1MPa；

Δp——压力测试过程中的压力变化，10-1MPa，定义式为

Δp1——t1时刻对应的压力变化，10-1MPa；

Δpc——tc时刻对应的压力变化，10-1MPa；

Δpe——te时刻对应的压力变化，10-1MPa；

Qinj——注水井的当前注水量，cm3/s；

Qˉinj——注水井所对应Qinj的算术平均值，cm3/s；

Qo——注水井投注后各一线采油井的累计产油量，104m3；

Qw——注水井投注以来的累计注水量，104m3；

q——注水井关井前的注水量，m3/d；

rw——井筒半径，cm；

re——供给半径，cm；

t——压力测试过程中有效的压力数据对应的时刻，s；

t0——压力测试过程中有效的压力数据开始时对应的时刻，s；

t1——tc时刻与te时刻的中间时刻，t1=tc+(te-tc)/2，s；

tc——井储控制阶段结束时刻，s；

te——压力测试有效的压力数据结束时刻，s；

μˉm——注水井一线采油井的油、水黏度按当前含水率加权计算后得到的黏度的算术平均值，一线采油井指在注采方向上距离注水井最近的采油井，mPa·s；

η——导压系数，cm2/s.

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（编辑曹元婷）

A New Decision⁃Making Method of Well Selection for Profile Control in Low Permeability Reservoir

BAI Lei1,XIANG Xiaoling1,YUAN Fenggang1,MENG Yaling1,JIANG Liwu2,LIU Tongjing2
(1.Research Institute of Experiment and Detection,XinjiangOilfield Company,PetroChina,Karamay,Xinjiang 834000,China; 2.EOR Research Institute,ChinaUniversity of Petroleum,Beijing 102249,China)

Abstract:The problems encountered when applying pressure index decision⁃making method to well selection for profile control are ana⁃lyzed,and a new reservoir measure factors(RMF)method for it is proposed by combination of derived 4 factors to describe the profile con⁃trol agent injection ability and the intra⁃layer,interlayer and areal reservoir heterigeneities by considering dynamic and static data.The case study indicates that the RMF decision⁃making method is of better applicability and effect than pressure index decision⁃making method applied in A oilfield.

Keywords:low⁃permeability reservoir;profile control and well selection;pressure index decision⁃making method;decision⁃making factor; RMFdecision⁃makingmethod

作者简介：白雷（1982-），男，陕西西安人，工程师，油气田开发，（Tel）18810459322（E-mail）bailei@petrochina.com.cn

收稿日期：2015-06-08

修订日期：2015-12-17

文章编号：1001-3873（2016）02-0199-05

DOI：10.7657/XJPG20160213

中图分类号：TE348

文献标识码：A