海上油田分注分采效果及其影響因素數(shù)值模擬
——以渤海SZ36–1油田為例

劉義剛，孟祥海，張云寶，夏 歡，曹 豹，羅云龍

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津塘沽 300452；2.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶 163318）

渤海油田具有儲層非均質(zhì)性強、原油黏度較高和巖石膠結(jié)疏松等特點[1–2]，在長期多層籠統(tǒng)注采開發(fā)過程中出現(xiàn)了水驅(qū)采收率較低[3]、注入水利用率低和中低滲透層動用程度較低等一系列問題[4–5]。分層注水作為解決注水開發(fā)層間矛盾的主要手段之一，已在陸地油田得到了廣泛應(yīng)用并取得了良好的降水增油效果。近年來，渤海油田為改善層間驅(qū)替不均的情況，在 SZ36–1、LD5–2和BZ28–2S等油田陸續(xù)實施了智能分注分采工藝，都較好地提高了水驅(qū)開發(fā)動用程度[6–8]。雖然分層注水能改善注入端層間矛盾問題，但對于多層合采帶來的開發(fā)問題仍作用有限，因此，在分注的基礎(chǔ)上開展油井分采研究是必然趨勢。

目前，國內(nèi)關(guān)于海上油田分層注水在工藝技術(shù)方面的研究較多，但從油水井出發(fā)，進行“分注+分采”工藝對水驅(qū)開發(fā)效果影響的研究較少[9–10]。截至目前，油田開發(fā)的注水工藝經(jīng)歷了籠統(tǒng)注采、同心注水、橋式偏心注水、集成式注水、智能分注等5個重要階段。分層注水工具也由簡單到復(fù)雜，尤其在防砂、防蠟、斜井、定向井、深井等方面，應(yīng)用了具有不同適應(yīng)特點的分層注水設(shè)備，且油田實際應(yīng)用效果較好。雖然目前的分層注水無論是在技術(shù)還是設(shè)備方面都日趨完善，但通過采出井分析分采效果以改善分采工藝、優(yōu)化參數(shù)調(diào)配和生產(chǎn)制度等方面的研究卻有所欠缺。因此，為進一步指導(dǎo)渤海油田水驅(qū)開發(fā)效果，本文將渤海SZ36–1油田井網(wǎng)狀況完善、儲層分布較均一、且包含智能分注分采井的D平臺和M平臺作為研究目標(biāo)區(qū)塊，建立符合該區(qū)塊儲層特征的典型地質(zhì)模型，并在此基礎(chǔ)上研究籠統(tǒng)注采、水井單獨分注和“分注+分采”三種注采方式下的增油效果，以及影響“分注+分采”增油效果的因素，為該區(qū)塊實施分注分采選井和參數(shù)調(diào)配等提供決策依據(jù)。

1 模型建立

根據(jù)渤海SZ36–1油田D平臺和M平臺油藏地質(zhì)特征，利用CMG油藏數(shù)值模擬軟件建立的排狀注采井網(wǎng)精細分注分采理論模型如圖1所示。按照分注或分采層段數(shù)設(shè)置多口虛擬注入井或生產(chǎn)井，進行分注分采模擬。該模型分三個開采層段，上層段對應(yīng)實際油藏I油組1、3小層，中層段對應(yīng)實際油藏I油組4小層，下層段對應(yīng)實際油藏I油組5、6小層，而實際油藏I油組2小層發(fā)育差，在模型中未考慮。為體現(xiàn)實際油藏中每個小層下存在的一個或多個砂體，將模型中的小層再進行細分，得到的每一個細分小層表示一個砂體。其中細分小層號3，6，10和13表示隔層。各分注層段靜態(tài)參數(shù)和物性參數(shù)見表1。理論模型地質(zhì)儲量646.4×104m3，井距和排距分別為180 m和320 m。模型網(wǎng)格設(shè)置為37×65×15=36 075個，其中，平面上X、Y和Z方向網(wǎng)格步長為10 m。地層原始壓力14.28 MPa，油藏溫度56 ℃，地面原油密度0.97 g/cm3，地下原油黏度176.3 mPa·s，原油體積系數(shù)1.08，地層水黏度0.5 mPa·s，各層滲透率按照實際油藏小層解釋滲透率統(tǒng)計值給定，縱橫向滲透率比為0.1，層段滲透率級差達到3以上，縱向非均質(zhì)性較強，孔隙度30%，原始含油飽和度64%。井組生產(chǎn)控制條件為水井定液量（300 m3/d）注入、油井定產(chǎn)限壓（300 m3/d，5 MPa）生產(chǎn)、邊井井分?jǐn)?shù)0.50、角井井分?jǐn)?shù)0.25。模型油水相相對滲透率曲線如圖2所示。

圖1 D平臺和M平臺排狀注采井網(wǎng)理論模型

表1 各分注層段靜態(tài)參數(shù)和物性參數(shù)

圖2 油水相相對滲透率曲線

2 三種注采方式效果對比

對建立的理論模型分別進行了籠統(tǒng)注采、水井單獨分注和“分注+分采”三種方式為期20 a的開發(fā)效果模擬，實施分注的時機設(shè)定在含水率為80%。采用籠統(tǒng)注采方式，其水驅(qū)采收率為32.43%；采用水井單獨分注方式，其采收率會隨分注率而變化。以籠統(tǒng)注采方案為對比基礎(chǔ)方案，分注率分別設(shè)計為25%（隔3分1，即同一注水井排每隔3口水井，分注1口水井，下同），33%（隔2分1），50%（隔1分1），67%（隔1分2）和75%（隔1分3）。水井單獨分注時，不同分注率下儲層模型低滲透層段剩余油飽和度分布情況如圖3所示。

由于儲層縱向非均質(zhì)性強，籠統(tǒng)注水會造成縱向上的剩余油多富集于低滲透層段；由低滲透層段剩余油飽和度分布（圖3）可知，平面上剩余油主要分布在遠離分注井的籠統(tǒng)采油井附近。隨著分注率的增加，籠統(tǒng)采油井附近的剩余油逐漸減少，這表明水井實施分注且隨分注井?dāng)?shù)的增加，可有效減少籠統(tǒng)注水井注入水的“低效無效”循環(huán)，增加中滲透層段和低滲透層段的有效注入量，擴大中滲透層段和低滲透層段的水驅(qū)波及體積，降低籠統(tǒng)采油井附近的含油飽和度，從而提高水驅(qū)采收率。

考慮到現(xiàn)場水井分層注入雖能改善注入端吸水剖面，但由于層間繞流，采出端會出現(xiàn)產(chǎn)出剖面不均等問題，所以單獨實施分注很難取得最佳的開發(fā)效果。因此，在水井分注條件下對剩余油分布較高的籠統(tǒng)采油井實施分采，可以有效提高這部分剩余油動用程度。表2列出了三種注采方式下模擬預(yù)測的對比結(jié)果，其中，增幅以籠統(tǒng)注采方案為對比基礎(chǔ)，“分注+分采”方式是在分注率為25%，33%，50%，67%和75%條件下，含水率為80%時選取相應(yīng)油井（藍色圈定區(qū)域）實施分層采油，并按照剩余油法對“分注+分采”方式下的各層段進行配產(chǎn)配注。

從表2可以看出，無論是單獨分注還是“分注+分采”，其水驅(qū)采收率隨著分注率的增加而增加，但采收率值逐漸趨于一個穩(wěn)定值，即采收率增幅逐漸變緩，這表明實施分注水井的數(shù)量并非越多越好，而是存在一個最優(yōu)分注率。在考慮經(jīng)濟效益的條件下，對于排狀注采井網(wǎng)，單獨分注的最優(yōu)分注率為67%，而“分注+分采”最優(yōu)分注率為33%。分析認為，當(dāng)分注井增加到一定數(shù)量時，其對儲層中剩余油的控制程度和動用程度達到最優(yōu)值，此時再增加分注井對油田提高水驅(qū)采收率貢獻不大，因此對于實際油田，若各區(qū)域地質(zhì)條件、油水井之間連通性、儲層物性、流體性質(zhì)、滲流條件等差異不大，確定最優(yōu)分注率不僅可以減少注水設(shè)備成本，還可以極大地提高水驅(qū)采收率。由單獨分注和“分注+分采”方式下采收率增幅與分注率的關(guān)系（圖4）可知，在分注時機相同的條件下，隨分注率提高，“分注+分采”方式的采收率增幅呈現(xiàn)“先升后降再升”的趨勢，單獨分注方式的采收率增幅呈現(xiàn)“先升后平穩(wěn)”的趨勢，兩種方式的采收率增幅差值均呈現(xiàn)逐漸降低的趨勢。與單獨分注相比，在分注率相同的條件下，“分注+分采”方式的采收率增幅高于單獨分注方式的采收率增幅。由此可見，分采可有效動用采油井附近的剩余油，提高儲層中各小層剩余油動用程度，但隨分注率的提高，分采作用效果逐漸減弱。分析認為，在分注率較低時，籠統(tǒng)注水井?dāng)?shù)量較多，層間矛盾使注入水沿高滲透層突進，水竄至采出井井底，導(dǎo)致遠離分注井的籠統(tǒng)采油井附近的中滲透層和低滲透層內(nèi)剩余油量多，對這些籠統(tǒng)采油井實施分采能有效動用油井附近中滲透層和低滲透層內(nèi)的剩余油，但隨著分注率的增加，由于分注作用的不斷加強，各小層注入水前緣較均勻驅(qū)替，擴大了水驅(qū)波及體積，控制程度不斷增加，油井附近剩余油量逐漸降低，因此，利用分采提高采收率的效果隨著分注率的增加而逐漸減弱。

圖3 低滲透層段剩余油飽和度分布

表2 不同注采方式模擬預(yù)測對比結(jié)果 %

3 “分注+分采”影響因素分析

通過三種注采方式對比發(fā)現(xiàn)，“分注+分采”可有效提高水驅(qū)采收率。在目前渤海油田已實施分注的情況下，若過早實施分采會增加油田初期建設(shè)成本，過晚實施分采又不利于提高水驅(qū)采收率，那么什么時機實施分采最合適？再加上渤海油田海上操作平臺空間有限，井間距大，在油水井加密條件下，合理井排距比又是多少？其對改善平面非均質(zhì)性的效果又如何？針對上述考慮和疑問，分別開展了分采時機、井排距比和平面非均質(zhì)性對“分注+分采”方式改善水驅(qū)開發(fā)效果影響的研究。

3.1 分采時機對“分注+分采”開發(fā)效果的影響

圖4 采收率增幅與分注率關(guān)系

當(dāng)油井含水率為80%時，在水井單獨分注的情況下，相應(yīng)油井含水率呈現(xiàn)“先下降后上升”的變化規(guī)律（圖5）。依據(jù)單獨分注方式含水率的變化規(guī)律，將分層采油時機依次設(shè)定為分注初期、含水低值期、含水恢復(fù)期、含水上升期、含水90%和含水95%等6個時間節(jié)點。

以籠統(tǒng)注采為對比基礎(chǔ)方案，對水井進行分注，對相應(yīng)油井在不同含水率條件下實施分采，且分采率為25%，按照剩余油法對水井和油井進行各層段配產(chǎn)配注，模擬20 a開發(fā)效果。

圖5 單獨分注方式油井含水率與時間關(guān)系

由表3可知，在油井實施分采的條件下，隨含水率升高，“分注+分采”方式的采收率增幅呈現(xiàn)“先升后降”的趨勢。表明實施分注后立即實施分采或者過晚實施分采，均不利于注入水在非均質(zhì)儲層中產(chǎn)生均勻驅(qū)替，“分注+分采”方式增油效果會減弱。從技術(shù)和經(jīng)濟角度考慮，油田最佳分采時機約為含水率90%。分析認為，分注后與分注井相鄰的油井低滲透層段產(chǎn)液量可明顯增加，動用程度會提高，但過早地將與分注井相距較遠的油井實施分采，會導(dǎo)致分采井低滲透層段產(chǎn)液量提高，使得分注井低滲透層段注入水分配到未分采油井的液量減少，從而降低了未分采井對低滲透層段的動用程度；而較晚實施分采，未分采井含水已很高，低滲透層段分注井與未分采井間水流優(yōu)勢通道已形成，即使相應(yīng)油井實施分采，注入水已很難達到均衡驅(qū)替，從而使得整體開發(fā)效果變差。

表3 不同分采時機增油模擬效果

3.2 井排距比對“分注+分采”開發(fā)效果的影響

由于渤海油田井間距較大，因此井網(wǎng)布置對水驅(qū)開發(fā)效果也是主要影響因素之一，井排距不同，井間干擾程度不同。井距與排距比值（井排距比）愈小，同一井排各油井間干擾程度愈強，反之，干擾程度愈弱。以籠統(tǒng)注采為對比基礎(chǔ)方案，在排距320 m固定不變的條件下，設(shè)定不同井距，使井排距比分別為0.50、0.75、1.00、1.25、1.50、1.75和2.00。在含水80%時實施“分注+分采”，分注率為50%，分采率為50%，按照剩余油法進行各層段配產(chǎn)配注，模擬20 a開發(fā)效果。

由表4可知，無論是單獨分注還是“分注+分采”隨著井排距比的減小，其水驅(qū)采收率越來越大。表明提高油水井分注數(shù)量，縮小井間距能有效擴大注入水波及體積，提高剩余油動用儲量，提高采收率。由圖6可知，無論是單獨分注還是“分注+分采”，隨井排距比增大，采收率增幅均呈現(xiàn)“先升后降”的趨勢，單獨分注和“分注+分采”方式的合理井排距比分別為1.00和1.25。此外，隨井排距比增大，“分注+分采”與單獨分注方式之間的采收率增幅差值逐漸增大，“分注+分采”方式對提高增油效果更顯著。分析認為，隨井排距比增加（即井間距相對排間距增大），一方面，油井由于分采造成的低滲透層段產(chǎn)能降低幅度變??；另一方面，分采井與分注井間距增大，由于對應(yīng)油井分采的協(xié)同作用，與分注井相鄰的未分注水井水驅(qū)擴大波及體積作用增強，使得未分注水井低滲透層段注水強度增加，從而提高了低滲透層段的動用程度。

表4 不同井排距比增油模擬效果

圖6 采收率增幅與井排距比關(guān)系

3.3 平面非均質(zhì)性對“分注+分采”開發(fā)效果的影響

從單個分注井或分采井角度分析，分注或分采均可改善油藏層間縱向非均質(zhì)性；從分注分采井網(wǎng)角度分析，分注井或分采井措施可以改變平面剩余油分布，進而可改善平面非均質(zhì)性造成的平面突進問題。為研究平面非均質(zhì)性（主要考慮滲透率的分布差異）對“分注+分采”方式增油效果的影響，設(shè)計滲透率非均勻分布的地質(zhì)模型（降低中部區(qū)域油井附近滲透率，高滲區(qū)域滲透率保持不變）（圖7）。

以籠統(tǒng)注采為對比基礎(chǔ)方案，在分注率為50%的條件下，當(dāng)油井含水80%時實施“分注+分采”，分采油井為中部低滲區(qū)油井。按照剩余油法進行各層段配產(chǎn)配注，模擬20 a開發(fā)效果。

由表5和圖8可以看出，平面非均質(zhì)性對儲層剩余油分布存在影響。若單獨分注低滲透區(qū)域，則分層注入水前緣呈“三角形”推進至單一油井；而實施分采后，低滲透區(qū)域流場發(fā)生改變，分層注入水前緣呈“矩形”向前推進，能夠較均衡地驅(qū)替至鄰近多口油井，從而擴大了水驅(qū)波及體積，提高了水驅(qū)動用程度。即當(dāng)平面低滲透區(qū)域油井實施“分注+分采”時，低滲透區(qū)域剩余油飽和度降低，增油效果增強，采收率增幅較單獨分注增加0.81%。因此，對于平面非均質(zhì)性強的油藏，通過“分注+分采”方式可調(diào)整平面矛盾，實現(xiàn)剩余油挖潛。

圖7 平面滲透率非均質(zhì)性分布示意圖

表5 不同注采方式增油模擬效果 %

4 結(jié)論

圖8 不同注采方式低滲透層段剩余油飽和度分布

（1）對于排狀注采井網(wǎng)，由于受儲層非均質(zhì)性影響，平面上剩余油主要分布在遠離分注井的籠統(tǒng)采油井附近，實施分采可以有效提高這部分剩余油動用程度。無論單獨分注還是分注分采，隨著分注率增加，水驅(qū)采收率增加幅度逐漸變緩，因此存在一個最優(yōu)分注率。單獨分注方式的最優(yōu)分注率為67%，“分注+分采”方式的最優(yōu)分注率為33%，隨著分注率的繼續(xù)增加，分采作用效果會逐漸減弱。

（2）水井實施分注以后，油井過早或者過晚實施分采，均不利于注入水在非均質(zhì)儲層中產(chǎn)生均勻驅(qū)替，“分注+分采”方式下增油效果會減弱。結(jié)合技術(shù)和經(jīng)濟角度分析，油田最佳分采時機為含水率90%。

（3）無論是單獨分注還是“分注+分采”，隨井排距比增大，采收率增幅均呈現(xiàn)“先升后降”的趨勢，單獨分注和“分注+分采”方式的合理井排距比分別為1.00和1.25。

（4）對于平面非均質(zhì)性強的油藏，當(dāng)平面低滲透區(qū)域油井未實施分采時，注入水前緣呈“三角形”推進，而當(dāng)平面低滲透區(qū)域油井實施分采時，注入水前緣呈“矩形”向前推進。通過改善驅(qū)替前緣，提升增油效果，有利于平面非均質(zhì)性強的油藏進行剩余油挖潛。