渤海Q 油田復(fù)雜底水油藏高含水期精細(xì)注水研究

章 威，張吉磊，龍 明，歐陽雨薇，周焱斌

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

底水油藏油井見水早、產(chǎn)量遞減大，很快就進(jìn)入到高含水期，且開發(fā)效果比較差[1]。目前，注水是最經(jīng)濟、最有效地改善底水油藏開發(fā)效果的途徑之一。以往針對底水油藏注水開發(fā)的研究，主要以注水保持地層壓力為主，而對注水驅(qū)油的研究甚少[2-4]。為此，本文以渤海Q 油田西區(qū)為研究區(qū)，基于該區(qū)塊局部夾層（不滲透）發(fā)育的特征[5-8]，總結(jié)出三種夾層模式下的最優(yōu)注水方式及注采比，提出依托夾層實施定向井層內(nèi)分段注水的思路，實現(xiàn)了底水油藏通過注水不僅可以維持地層壓力，還可起到較好的驅(qū)油效果。

1 油藏概況

渤海Q 油田西區(qū)是位于渤海灣中部海域的河流相砂巖稠油底水油藏。該區(qū)塊構(gòu)造幅度低，油柱高 度8～20 m；儲層屬于曲流河沉積，油層內(nèi)部局部夾 層比較發(fā)育；屬于高孔高滲儲層，平均孔隙度30%，平均滲透率3 000×10-3μm2；地層原油黏度大，為260 mPa·s；屬于巖性構(gòu)造底水油藏，水體倍數(shù)為20～30 倍，油藏原始地層壓力11.3 MPa，飽和壓力4.6 MPa。

該區(qū)塊于2002 年投產(chǎn)，投產(chǎn)早期采用天然能量開發(fā)，地層壓力逐年下降。2009 年開始注水開發(fā)，主要采用“定向井注水+水平井采油”的排狀井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)（圖1）。截至2018 年，注水開發(fā)油藏地層壓力穩(wěn)定在9.1 MPa 左右，綜合含水率94.0%，采油速度1.5%，采出程度20.1%。總體來說，該油藏是一個儲層內(nèi)部夾層比較發(fā)育的底水油藏，目前處于高含水、高采出程度“雙高”開發(fā)階段。

圖1 西區(qū)注采井網(wǎng)平面圖（以NmⅡ1砂體為例）

2 注采方式及注采比

根據(jù)西區(qū)層內(nèi)局部泥質(zhì)夾層（不滲透）發(fā)育的特征，結(jié)合“定向井注水+水平井采油”的排狀注采井網(wǎng)，將西區(qū)注采模式抽象分為無夾層模式、半封閉夾層模式、封閉夾層模式三種。

2.1 無夾層模式

無夾層模式是指水平生產(chǎn)井位于兩口定向井井間，且兩口定向井均未鉆遇夾層。文獻(xiàn)[2]研究表明，大部分注入水是先向下流動到底水區(qū)，并驅(qū)動地層水向生產(chǎn)井流動，使生產(chǎn)井的底水錐進(jìn)嚴(yán)重。向油層注水僅起到了補充能量的作用，而不能有效地抑制采油井底水錐進(jìn)問題。本文利用油藏數(shù)值模擬軟件[10]進(jìn)行了類似地模擬研究，其結(jié)論與文獻(xiàn)[2]中一致（圖2）。

目前，西區(qū)井組平均產(chǎn)液量800 m3/d，定向井最大注水量1 200 m3/d，注入水可補充地層能量，提高地層壓力保持水平。建議該模式下開發(fā)策略以保壓為主，推薦最大注采比為1.5。

2.2 半封閉夾層模式

圖2 無夾層模式定向井注水示意圖

半封閉夾層模式是指水平生產(chǎn)井位于兩口定向 井井間，且只有一口定向井鉆遇夾層。改進(jìn)之前，鉆遇夾層的定向井注水方式是一段防砂、籠統(tǒng)注水。受河流相油藏正韻律儲層的影響，定向井注入水更多地流向了夾層下部，主要表現(xiàn)出補充能量，起保壓作用（圖3）。改進(jìn)之后，鉆遇夾層的定向井注水方式是夾層上下分別防砂、分段注水，通過分段注水使夾層上段注入水驅(qū)油，夾層下段注入水保壓，實現(xiàn)注入水上驅(qū)油下保壓的作用，擴大水驅(qū)波及體積（圖4）。這兩種注水方式進(jìn)行對比發(fā)現(xiàn)，層內(nèi)分段注水開發(fā)擴大了注入水的水驅(qū)波及系數(shù)，提高了儲量動用程度，開發(fā)效果明顯好于籠統(tǒng)注水。因此，建議采用層內(nèi)分段注水方式。

圖4 鉆遇夾層定向井分段注水示意圖

利用正交設(shè)計原理[11]和多元回歸方法來確定兩口定向井的最優(yōu)注采比（注水量與水平井產(chǎn)液量的比值）。利用正交設(shè)計原理建立三因素五水平的正交設(shè)計試驗。三因素分別指鉆遇夾層定向井夾層上部注采比、鉆遇夾層定向井夾層下部注采比和未鉆遇夾層定向井注采比，具體參數(shù)如表1。利用油藏數(shù)值模擬軟件，建立西區(qū)理論模型，來模擬該模式下的水平井開采情況。以水平井含水率大于98.0%或者日產(chǎn)油量小于5.0 m3作為模擬終止的條件，得到各試驗下最終累產(chǎn)油量（表2）。

表1 三因素五水平正交試驗

表2 正交設(shè)計試驗結(jié)果

最后，運用多元回歸方法，得到累產(chǎn)油與三個因素的多元回歸公式：

式中：N 為累產(chǎn)油，104m3；α 為鉆遇夾層井上部注采比；β 為鉆遇夾層井下部注采比；γ 為未鉆遇夾層井注采比。將式（1）進(jìn)行變換，可得到：

從式（2）可以看出，要使累產(chǎn)油獲得最大值，則α=0.4，β =0.3，γ =0.3。故推薦該模式下，鉆遇夾層定向井上部注采比為0.4，鉆遇夾層定向井下部注采比為0.3，未鉆遇夾層定向井注采比為0.3，整個井組的注采比為1.0。

2.3 封閉夾層模式

封閉夾層模式是指水平生產(chǎn)井位于兩口定向井井間，且兩口定向井均鉆遇夾層。在該模式下，夾層下部的剩余油，水平生產(chǎn)井基本無法動用，夾層上部類似于注水開發(fā)（圖5）。因此，建議這種模式下開發(fā)策略采用層內(nèi)分段注水，夾層上部注水驅(qū)油，夾層下部暫時停注，減少無效水循環(huán)。 以西區(qū)地質(zhì)油藏參數(shù)建立該模式數(shù)值模擬理論模型，模擬不同井組注采比下的水平井生產(chǎn)情況。

圖5 封閉夾層模式定向井注水示意圖

以水平井含水率大于98.0%或者日產(chǎn)油量低于5.0 m3作為模擬終止的條件，得到各注采比下的水平井累產(chǎn)油指標(biāo)（圖6），可以看出，井組注采比為1.0時，累產(chǎn)油最大。因此，建議該模式下夾層上部注水，兩口定向井注采比分別為0.5，井組注采比為1.0。

圖6 封閉夾層模式累產(chǎn)油與井組注采比關(guān)系曲線

3 應(yīng)用效果分析

2014—2016 年，西區(qū)通過開展精細(xì)注水研究，地層壓力穩(wěn)中有升，自然遞減率明顯降低（圖7）。以F8 井為例，該井為定向注水井，射開西區(qū)底水油層NmⅡ2+3小層，對其進(jìn)行注水，周邊有4 口水平生產(chǎn)井。2016 年，通過儲層精細(xì)研究分析認(rèn)為，F(xiàn)8 井組在NmⅡ2+3小層內(nèi)夾層穩(wěn)定分布，符合本文研究的封閉夾層模式。因此，建議該井夾層上部、下部分段防砂，關(guān)閉夾層下部注水，僅保持夾層上部注水。經(jīng)過調(diào)整后，F(xiàn)8 井組自然遞減率明顯降低，日增油量25.0 m3（圖8）。

4 結(jié)論與認(rèn)識

（1）提出了底水油藏基于夾層分布，實施層內(nèi)分段注水的思路，實現(xiàn)了底水油藏通過注水“不僅維持地層壓力，還可以驅(qū)油”的效果，改變了“注水主要維持地層壓力”的傳統(tǒng)觀念。

（2）根據(jù)局部夾層發(fā)育的特征，總結(jié)了底水油藏三種注采模式，給出了每種模式下的最優(yōu)注水方式及注采比，可用于指導(dǎo)底水油藏的注水開發(fā)。

（3）研究成果指導(dǎo)了渤海Q 油田西區(qū)精細(xì)注水工作，改善了該區(qū)底水油藏開發(fā)效果，礦場應(yīng)用效果較好。