0 引言

胜利油田整装油藏分布在胜坨、孤岛、孤东和埕东4个油田^[1-2]，动用地质储量12.16亿t，平均渗透率为1 568~5 155 mD，平均孔隙度为29%~34%，属河流相和三角洲相发育的中高渗多层砂岩油藏^[3-4]。对于层间矛盾突出的多层油藏，细分注水技术能有效缓解层间非均质性^[5-6]，对均衡动用各油层及提高差油层的动用程度发挥了重要作用^[7-8]。

胜利油田整装油藏经历50多年的注水开发后，综合含水率高达95.4%，总体进入特高含水后期^[9-10]。目前，细分注水界限以油藏地质静态参数为主^[11-12]，包括段内小层数、砂岩厚度、渗透率级差或渗透率变异系数等^[13-14]，未考虑小层剩余油饱和度、含水率等开发动态参数的影响^[15-16]，因此不能反映特高含水后期层间动态差异特征。

针对胜利油田整装油藏特高含水后期开发特征，综合考虑小层个数、砂岩厚度、渗透率级差等静态因素，以及剩余油饱和度等动态因素对细分注水效果的影响，建立一套基于剩余油饱和度差异的特高含水后期细分注水界限，以期为胜利油田整装油藏特高含水后期细分注水提供理论依据。

1 细分注水层段优化策略 1.1 层段优化模型的建立

基于胜利油田整装油藏地质及开发特点，建立多层油藏细分注水层段优化概念模型，即平面网格数为26 × 26个，平面网格步长为10 m × 10 m，纵向上10个模拟层，单层厚度为4 m，孔隙度为30%，原始含油饱和度为70%（表 1），模型工作制度设置为1注1采，地下注采比为1.0。

1.2 层段优化方案的设计

细分注水合理分级是一个受诸多因素影响的复杂问题，主要考虑的因素有油水井井况、隔层的薄厚和分布稳定性、油层渗透率级差等^[17-18]。根据黄伏生等^[19]研究表明，段数划分越细开发效果越好，但应综合考虑工艺条件、经济评价等对细分注水段数进行合理优化^[20-21]。因此，根据层段优化模型设计了10套段数优化方案（表 2）。

1.3 层段配水量的确定

综合考虑剩余油饱和度、渗透率和原油黏度的影响，引入拟渗流阻力参数为特高含水后期层间干扰综合表征指标^[22]，其中拟渗流阻力参数的计算公式为

$ R' = \frac{{{\mu _{\rm{O}}}{\mu _{\rm{W}}}}}{{{k_{\rm{O}}}{\mu _{\rm{W}}} + {k_{\rm{W}}}{\mu _{\rm{O}}}}} $

(1)

式中：R'为拟渗流阻力，mPa∙s/μm²；k_O为油相有效渗透率，mD；k_W为水相有效渗透率，mD；μ_O为地层原油黏度，mPa∙s；μ_W为地层水黏度，mPa∙s。

利用各小层的拟渗流阻力来确定各层段的配水量，具体步骤如下：①应用Eclipse油藏数值模拟软件对基础方案0模拟并计算到综合含水率95%时结束；②基础方案0模拟结束时统计各小层的采出程度、剩余油饱和度等参数；③统计小层渗透率、地层原油黏度等参数，并综合动静态参数，利用式（1）计算各小层拟渗流阻力参数（表 3）；④根据各小层的拟渗流阻力大小按相对比例来确定各层段相应的配水量。

1.4 层段分级优化策略

应用Eclipse油藏数值模拟软件对表 2中的基础方案0模拟并对计算到综合含水率达95%时的结果进行重启动运算，分别预测了表 2中的其余9套级段数优化方案15年末开发效果。

图 1揭示了模型在15年末时，各优化方案的采出程度增加值和段内剩余油饱和度级差之间的差异：①随着细分段数的增大，油藏采出程度不断提高，即细分注水越细，开发效果越好[图 1（a）]；②随着细分段数的增大，下一级比上一级提高的采出程度值逐渐递减，即段数不是越细分越好，存在一个最优的层段分级策略[图 1（b）]；③综合各优化方案采出程度增加值，以及比上一级增加采出程度变化情况，胜利油田整装多层油藏3级4段是特高含水后期最优的一个细分注水层段分级策略，且段内剩余油饱和度级差控制在1.2以内[图 1（c）]。

2 特高含水后期细分注水界限 2.1 段内渗透率级差界限

建立渗透率级差界限优化模型，考虑到简单直观地给每个小层渗透率赋值，纵向上只设置2个模拟小层，渗透率级差分别取值1.00，1.50，1.75，2.00，2.25，2.50和3.00，饱和度级差在1.00~1.05，1.05~ 1.10，1.10~1.15和1.15~1.20这4个范围内分别取值1.028，1.087，1.133，1.170。设计对比方案为7×4共28套，通过模拟计算，确定出不同剩余油饱和度范围内渗透率级差界限的取值。

图 2（a）揭示了模型在15年末，不同剩余油饱和度级差、不同渗透率级差下采出程度的差异，从图中可以看出：①在同一渗透率级差下，剩余油饱和度级差越小，开发效果越好；②在同一剩余油饱和度级差下，随着渗透率级差的增大，采出程度呈现先增后减的趋势，渗透率级差存在一个合理的界限值；③剩余油饱和度级差在1.00~1.05，1.05~ 1.10，1.10~1.15，1.15~1.20这4个范围时，优选渗透率级差界限分别为2.5，2.3，2.0，1.7。

根据剩余油饱和度级差与渗透率级差的相关关系[图 2（b）]，建立了不同剩余油饱和度级差下的渗透率级差界限回归公式。

$ \mathop K\limits^\nabla = {\rm{ }} - 25.925{({{\overset{\nabla }{\mathop{S}}\,}_{\text{o}}})^2} + {\rm{ }}51.317{{{\overset{\nabla }{\mathop{S}}\,}_{\text{o}}}} - {\rm{ }}22.856 $

(2)

式中：$ \mathop K\limits^\nabla $为渗透率级差界限；${{{\overset{\nabla }{\mathop{S}}\,}_{\text{o}}}} $为剩余油饱和度级差，取1.0≤ ${{{\overset{\nabla }{\mathop{S}}\,}_{\text{o}}}} $ ≤1.2。

2.2 段内小层个数界限

统计胜利油田整装多层注水开发单元平均小层数为7~16个，因此建立小层个数界限优化模型时，纵向上模拟小层数设置为15个，细分注水级段数设置为3级4段，且保证某一个段内的小层数分别为1，2，3，4，5个，剩余油饱和度级差在1.00~ 1.05，1.05~1.10，1.10~1.15，1.15~1.20这4个范围内分别取值1.028，1.087，1.133和1.170。设计对比方案为5 × 4共20套，通过模拟计算，确定出不同剩余油饱和度范围内小层个数界限。

图 3（a）揭示了模型在15年末，不同剩余油饱和度级差、不同小层个数下采出程度的差异，从图中可以看出：①在相同小层个数情况下，剩余油饱和度级差越小，开发效果越好；②在同一剩余油饱和度级差下，随着小层个数的增大，采出程度呈现逐渐递减的趋势，段内小层数存在一个合理的界限值；③剩余油饱和度级差在1.00~1.05，1.05~1.10，1.10~1.15，1.15~1.20这4个范围时，优选小层个数界限分别为4.0，3.5，3.0，2.0。

根据饱和度级差与段内小层数的相关关系[图 3（b）]，建立了不同剩余油饱和度级差下的小层数界限回归公式。

$ N = {\rm{ }} - 85.41{({{{\overset{\nabla }{\mathop{S}}\,}_{\text{o}}}})^2} + {\rm{ }}174.15{{{\overset{\nabla }{\mathop{S}}\,}_{\text{o}}}} - {\rm{ }}84.794 $

(3)

式中：N为段内小层个数界限，个。

2.3 段内砂岩厚度界限

建立砂岩厚度界限优化模型，纵向上模拟小层数设置为15个，细分注水级段数设置为3级4段，且保证某一个段内的砂岩厚度分别取值4 m，6 m，8 m，10 m和12 m，剩余油饱和度级差在1.00~1.05，1.05~1.10，1.10~1.15，1.15~1.20这4个范围内，分别取值1.028，1.087，1.133，1.170。设计对比方案为5 × 4共20套，通过模拟计算，确定出不同剩余油饱和度范围内砂岩厚度的界限取值。

图 4（a）揭示了模型在15年末，不同饱和度级差、不同段内砂岩厚度采出程度的差异，从图中可以看出：①在砂岩厚度相同情况下，剩余油饱和度级差越小，开发效果越好；②在同一剩余油饱和度级差下，随着砂岩厚度的增大，采出程度呈现逐渐递减的趋势，砂岩厚度存在一个合理的界限值；③剩余油饱和度级差在1.00~1.05，1.05~1.10，1.10~1.15，1.15~1.20这4个范围时，优选砂岩厚度界限分别为10 m，8 m，7 m，6 m。

根据饱和度级差与砂岩厚度的相关关系[图 4（b）]，建立了不同剩余油饱和度级差下的砂岩厚度界限回归公式。

$ H = {\rm{ }}50.414{({{{\overset{\nabla }{\mathop{S}}\,}_{\text{o}}}})^2} - {\rm{ }}138.45{{{\overset{\nabla }{\mathop{S}}\,}_{\text{o}}}} + {\rm{ }}99.024 $

(4)

式中：H为砂岩厚度界限，m。

2.4 不同剩余油饱和度级差下细分注水界限

特高含水后期细分注水界限主要考虑级段数、段内饱和度级差、小层数、渗透率级差和砂岩厚度。根据油藏数值模拟优化结果，结合目前胜利油田细分注水工艺水平，确定了胜利油田整装油藏特高含水后期不同剩余油饱和度级差范围下的细分注水界限（表 4）。结果表明，随着段内剩余油饱和度级差的增大，特高含水后期细分注水对段内小层数、渗透率级差、砂岩厚度的要求更加苛刻。

3 实际应用

胜利采油厂在胜坨油田6个单元先后实施了特高含水后期细分注水综合治理，覆盖地质储量1.62亿t，细分了67口井，注水级段数优选为3级4段，段内剩余油饱和度级差由3.45减小到1.12，段内渗透率级差由4.8减小到2.3，小层数由5.6个控制到3.4个，砂岩厚度由10.8 m减小到7.2 m。实施后，注采对应率由调整前的81.8%上升至88.9%，层段合格率由调整前的73.1%上升至82.6%，分注率由调整前的45.7%上升至53.2%，水驱控制程度由调整前的81.3%上升至85.7%，水驱动用程度由调整前的80.6%上升至84.8%，取得了良好的开发效果。

孤东采油厂在特高含水后期油藏单元寻找到了细分潜力较大的56口井，细分注水后注采对应率由之前的93.9%上升至95.6%，层段合格率由之前的67.1%上升至80.6%，分注率由之前的25.6%上升至49.3%，自然递减率由之前的12.5%下降至8.4%，含水上升率由之前的0.25%下降至0.19%。综上所述，建立的不同剩余油饱和度下的胜利油田整装多层油藏细分注水界限，考虑了特高含水后期油藏动态参数对细分注水效果的影响，更能满足胜利油田整装油藏特高含水后期精细注水的开发要求，对其他特高含水期油田进一步提高水驱开发效果同样具有指导作用。

4 结论

（1）综合考虑油藏动静态因素的影响，确定3级4段为胜利油田整装油藏特高含水后期细分注水最优层段分级策略，且段内剩余油饱和度级差控制在1.2以内。

（2）细分注水段内渗透率级差、小层数和砂岩厚度界限优化研究表明，剩余油饱和度级差与静态参数界限均具有相关性，总体规律为段内剩余油饱和度级差越大，细分注水界限标准越苛刻。

（3）考虑油藏动态因素的不同剩余油饱和度级差下的细分注水界限，能更好地反映出特高含水后期层间动态差异特征，满足特高含水后期细分注水的要求。