復(fù)雜斷塊BZ油田合理注采比研究

王 雨，陳存良，楊 明，劉美佳，黃 琴

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復(fù)雜斷塊BZ油田合理注采比研究

王 雨，陳存良，楊 明，劉美佳，黃 琴

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300459）

目前，BZ油田S–1區(qū)塊注采矛盾越來(lái)越明顯，累計(jì)注水虧空量大，導(dǎo)致地層壓力下降，地層壓力保持水平低，油田開(kāi)發(fā)效果差。為此，運(yùn)用數(shù)值模擬法和Logisitic生命旋回?cái)?shù)學(xué)模型，研究了不同含水條件下油田的合理注采比，并建立了不同含水率下合理注采比的圖版。研究結(jié)果表明，利用Logisitic生命旋回?cái)?shù)學(xué)模型求得S–1區(qū)塊合理注采比為1.22；利用數(shù)值模擬模型求得合理注采比為1.2～1.3。

BZ油田；復(fù)雜斷塊油田；合理注采比

合理注采比是反映油田注采平衡的關(guān)鍵指標(biāo)，是規(guī)劃設(shè)計(jì)油田合理注水量的重要依據(jù)。確定合理注采比需要考慮區(qū)塊的地質(zhì)特點(diǎn)，使平面和層間的注水達(dá)到均衡，同時(shí)處理好地層壓力和含水上升之間的矛盾。油田進(jìn)入中高含水期后，穩(wěn)產(chǎn)難度越來(lái)越大，如何注好水、注夠水成為制約油田開(kāi)發(fā)的難題。為了做到穩(wěn)油控水，大多數(shù)油田都在尋找合理的注采比。對(duì)于復(fù)雜斷塊油田，斷層與構(gòu)造的復(fù)雜性導(dǎo)致平面及縱向的注水分配不均勻，注水工作存在一定的難度。目前，國(guó)內(nèi)關(guān)于合理注采比的確定，主要有水油比法、物質(zhì)平衡法、多元回歸法等，但這些方法都存在一定局限性，并不能完全應(yīng)用于復(fù)雜斷塊油田的整個(gè)開(kāi)發(fā)過(guò)程。因此，復(fù)雜斷塊油田合理注采比的研究對(duì)指導(dǎo)油田精細(xì)注水具有重要的意義[1–3]。

1 BZ油田概況及開(kāi)采現(xiàn)狀

BZ油田為復(fù)雜斷塊油田，主力含油層系為明下段II、明下段III和明下段IV油組。該油田屬于中高孔滲，平均孔隙度為28.0%，平均滲透率552.2×103μm2，原油黏度為1.52～12.70 mPa·s，為中輕質(zhì)原油。

BZ油田S–1區(qū)塊于2008年3月27日投產(chǎn)，目前有采油井15口、注水井8口，日產(chǎn)油638 m3，累產(chǎn)油234.28×104m3，綜合含水率75.1%，采出程度28.4%。2014年，由于水源井故障以及部分注水井井口壓力偏高，注水井達(dá)不到配注量，區(qū)塊不能保持合理注采比，導(dǎo)致地層壓力下降，地層壓力保持程度僅為70%，并且地層壓力呈逐年下降的趨勢(shì)。2017年，通過(guò)微壓裂、解堵等措施，注水井注水量得到保證。在加強(qiáng)注水恢復(fù)地層壓力的同時(shí)，還需要對(duì)油田注采比的合理性進(jìn)行論證。

2 應(yīng)用油藏工程方法確定合理注采比

以翁氏模型為依據(jù)[4–5]，建立S–1區(qū)塊油藏綜合含水與累積耗水量、綜合含水與累積水油比的數(shù)學(xué)模型，從而推導(dǎo)出合理注采比的關(guān)系式。

Logistic生命旋回的數(shù)學(xué)模型為[6]：

累計(jì)耗水率為采出1 m3油所需要消耗的注水量，用下式表示：

累積水油比為每采出1m3油的產(chǎn)水量，用下式表示：

對(duì)上邊兩式兩邊取自然對(duì)數(shù)，則：

推導(dǎo)出合理注水量的表達(dá)式[7–10]：

S–1區(qū)塊目前含水率為82%，經(jīng)計(jì)算合理注采比為1.22；當(dāng)含水率為98%時(shí)，得到極限注采比為1.35。因此，建議S–1區(qū)塊采取加強(qiáng)注水的方式來(lái)恢復(fù)地層壓力。按目前該井區(qū)的采油速度3%計(jì)算，注水量約為1 800 m3/d。

圖1 注采比與綜合含水率關(guān)系曲線

圖2 不同采油速度下合理注水量曲線

3 應(yīng)用數(shù)值模擬方法確定合理注采比

為了進(jìn)一步論證油藏合理注采比的指標(biāo)，采用數(shù)值模擬手段進(jìn)行研究，并對(duì)常規(guī)油藏工程方法的研究結(jié)果進(jìn)行驗(yàn)證。

根據(jù)BZ油田S–1區(qū)塊地質(zhì)油藏特點(diǎn)，建立了2注3采的邊水模型，水平滲透率為500×10–3μm2，縱向滲透率與水平滲透率之比為0.1，孔隙度為25.0%，地層深度為1 300 m，地層壓力13.0 MPa。設(shè)置5個(gè)計(jì)算方案，注采比分別為1.05、1.1、1.2、1.3和1.4。

從圖3~圖5中可以看出，注采比為1.05和1.1時(shí)，地層壓力恢復(fù)緩慢，部分油井滿足不了定產(chǎn)液量生產(chǎn)的條件，導(dǎo)致最終采出程度較低；注采比為1.4時(shí)，油井含水上升速度加快，油井過(guò)早水淹關(guān)井，導(dǎo)致生產(chǎn)年限變短，嚴(yán)重影響開(kāi)發(fā)效果。綜上所述[16–20]，建議合理注采比為1.2~1.3。

以上兩種方法的計(jì)算結(jié)果基本一致，表明常規(guī)油藏工程方法確定的合理注采比是可行的。

圖3 不同注采比壓力恢復(fù)曲線

圖4 不同注采比綜合含水率曲線

圖5 不同注采比采出程度曲線

4 礦場(chǎng)應(yīng)用

S–1井區(qū)1425砂體是一個(gè)邊水油藏，部署了2注3采5口井，儲(chǔ)層厚8.8 m，地層滲透率580×10–3μm2。2014年1月1日，該砂體日產(chǎn)油80 m3，含水率63.2%，注采比0.72，累計(jì)注采比0.86，地層壓力12.4 MPa，地層長(zhǎng)年虧空，嚴(yán)重影響了該砂體的開(kāi)發(fā)效果。

根據(jù)式（8），可得1425砂體的極限注采比為1.35，作出注采比與含水率關(guān)系曲線（圖6），從中可以看出，1425砂體的實(shí)際注采比小于理論注采比，按照此方式生產(chǎn)，地層虧空會(huì)進(jìn)一步加大。2015年6月對(duì)生產(chǎn)井A23實(shí)施轉(zhuǎn)注，轉(zhuǎn)注后該砂體地層壓力回升，遞減明顯減緩。目前，1425砂體實(shí)際注采比為1.20，根據(jù)圖版計(jì)算得到合理注采比為1.22，基本能滿足生產(chǎn)要求。

圖6 合理注采比與含水率關(guān)系曲線

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）根據(jù)Logisitic旋回理論和油藏工程方法結(jié)合，確定了復(fù)雜斷塊油田在一定含水率、一定產(chǎn)量條件下的合理注采比及合理注水量，建立了不同含水率條件下合理注采比圖版，可有效指導(dǎo)高含水后期的水驅(qū)開(kāi)發(fā)調(diào)整。

（2）根據(jù)BZ油田S–1區(qū)塊2注3采的數(shù)值模型，分析不同注采比下砂體的壓力恢復(fù)和含水率的變化情況，得到該區(qū)塊應(yīng)以注采比1.2~1.3生產(chǎn)。

（3）結(jié)合理論圖版和數(shù)值模擬分析，S–1區(qū)塊1425砂體的合理注采比為1.22。

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Reasonable injection-production ratio of a complex fault block in BZ oilfield

WANG Yu, CHEN Cunliang, YANG Ming, LIU Meijia, HUANG Qin

(Bohai Oilfield Research Institute, Tianjin Company of CNOOC (China) Co., Ltd., Tanggu, Tianjin 300459, China)

At present, the contradiction between injection and production is becoming more obvious in S-1 block of BZ oilfield. The large accumulative water injection deficit leads to the decline of formation pressure, low formation pressure and poor oilfield development effect. Therefore, by using numerical simulation and Logisitic life cycle mathematical model, the reasonable injection-production ratio of oilfield under different water cut conditions was studied and the drawing plates of the reasonable injection-production ratio under different water cut conditions were established. The results show that the reasonable injection-production ratio of S-1 block obtained by Logisitic life cycle mathematical model is 1.22, and the reasonable injection-production ratio obtained by numerical simulation model is 1.2~1.3.

BZ oilfield; complex fault-block oilfield; reasonable injection-production ratio

1673–8217（2019）02–0092–04

TE341

A

2018–07–28

王雨，工程師，1988年生，2014年畢業(yè)于長(zhǎng)江大學(xué)油氣田開(kāi)發(fā)專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開(kāi)發(fā)研究工作。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“渤海油田加密調(diào)整及提高采收率油藏工程技術(shù)示范”（2016ZX05058001）。

編輯：黃生娣