分層注水配注方法及其影響因素數(shù)值模擬研究

夏歡， 劉義剛，孟祥海，張志熊，藍飛，曹豹，羅云龍

分層注水配注方法及其影響因素數(shù)值模擬研究

夏歡1， 劉義剛1，孟祥海1，張志熊1，藍飛1，曹豹2，羅云龍2

（1. 中海石油天津分公司研究院，天津 塘沽 300452； 2. 東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318）

為進一步改善海上油田分層注水開發(fā)效果，對現(xiàn)有分層配注方法特點進行了歸納和總結，隨后針對渤海SZ36-1油田典型地質(zhì)油藏特征和流體物性，采用CMG數(shù)值模擬軟件建立了理論模型，以累積增油量或采收率為評價指標，研究了不同配注方法在不同分注時機條件下的油藏適應性以及分注效果的影響因素。結果表明，分層注水要根據(jù)現(xiàn)場數(shù)據(jù)資料充裕程度和各方法油藏適應性來合理選擇配注方法。在低含水時期，推薦使用剩余油法、厚度法以及存水率法；在中高含水時期，推薦使用剩余油法和存水率法；在特高含水期，推薦使用存水率法或欠注法；而地層系數(shù)法不推薦使用。對于排狀注采井網(wǎng)，分注率愈高，增油效果愈好，推薦分注率范圍為大于60%；水井分注配注誤差應控制在10%以內(nèi)、分注合格率應達到75%以上。

分層注水；配注方法；數(shù)值模擬；分注時機；分注率；分注合格率

渤海油田作為國內(nèi)海上主力開發(fā)油田，在保障國內(nèi)油氣資源供給工作中發(fā)揮了重要作用，但受沉積環(huán)境和開發(fā)技術的影響，渤海油田開發(fā)過程中面臨著原油黏度高、巖心結構疏松、儲層非均質(zhì)性比較嚴重等問題，目前原油采出程度有待進一步提高[1-4]?，F(xiàn)有現(xiàn)場吸液剖面測試結果表明，渤海油田部分區(qū)塊油藏儲層吸液剖面不均一，吸液量主要集中在個別高滲透小層，層間矛盾突出，進而造成油田開發(fā)效果變差。近年來，分層注水作為調(diào)整儲層吸液剖面的有效技術手段之一，在陸地油田和部分海上油田開發(fā)過程中取得了較好的增油降水效果[5-6]。與常規(guī)分層注采相比，智能分注分采具有邊測邊調(diào)、調(diào)配周期短、施工成本低和測調(diào)成功率高等特點[7-8]。因此，在渤海油田增油降水和降本增效的生產(chǎn)需求下，部分區(qū)塊已經(jīng)開始實施智能分層注采工藝。但能否合理選擇配注方法對分層注水開發(fā)效果好壞至關重要。目前關于海上油田分層注水方法的研究多局限于不同種方法條件下的不同影響因素探討，針對儲層物性和開發(fā)時機，系統(tǒng)評價配注方法油藏適應性的研究較少[9-11]。因此，為進一步改善智能分注技術效果，本文針對實際儲層物性，在結合油藏工程基礎上，運用CMG數(shù)值模型軟件探討了海上油田智能分層注水配注方法適應性研究，研究結果為渤海油田礦場智能分注技術實施提供了理論依據(jù)。

1 分層配注方法概述

目前，水井小層配注方法有注采比法、連通厚度比例法、平均注水強度法、劈分系數(shù)法、BP神經(jīng)網(wǎng)絡法，水驅(qū)前緣法等方法，不同配注方法或多或少存在一些局限性和難操作性，因此從可操性和較為普遍運用角度，主要考慮地層系數(shù)法、厚度法、剩余油法、存水率法和欠注法。

1.1 地層系數(shù)法[12]

地層系數(shù)法主要結合儲層有效厚度和有效滲透率值來實施各小層配注量設計，計算公式為：

式中:—全井注水量, m3；

h—小層有效厚度，m；

k—小層有效滲透率，10-3μm2。

1.2 厚度法[13]

厚度法主要在考慮地層有效厚度情況下來實施各小層配注量設計，計算公式為：

式中:—全井注水量，m3；

h—小層有效厚度，m。

1.3 剩余油法[14-15]

賈曉飛等基于生命旋回理論，根據(jù)邏輯斯蒂增長規(guī)律，建立可采儲量采出程度與注入水體積關系式：

式中:—可采儲量采出程度；

0—油田投入水驅(qū)開發(fā)初始時刻可采儲量采出程度；

—水驅(qū)油田開發(fā)到極限時可采儲量采出程度；

in—水驅(qū)油田注入水體積（倍孔隙體積）；

in0—油田投入水驅(qū)開發(fā)初始時刻注入水體積（倍孔隙體積）；

—與儲層物性和井網(wǎng)等開發(fā)因素有關的系數(shù)。

參數(shù)與可根據(jù)油田實際動態(tài)生產(chǎn)資料，并運用最小二乘法確定；第小層可采儲量采出程度R，可根據(jù)注水井吸水剖面和分層配注歷史資料，得到注水量和注入水體積Δini，再代入式（3）得到，進而第小層剩余可采儲量為N（1-R）。因此，剩余油法確定各層配注量計算式為：

式中:N—第層段可采儲量，104m3。

該方法按照小層剩余儲量比例確定注水井各小層配注量，剩余儲量較高的小層配注量大，剩余儲量較低的小層配注量小。

1.4 存水率法[16]

存水率定義為，注水開發(fā)油田注入量與采水量之差占注入量的比例，它是反映油田注水利用率的一個指標，也就是注入水存留在地層中的比率，與注采比關系密切。利用存水率進行分層配注就是以實現(xiàn)層間均衡動用、提高注入水利用率為目標，根據(jù)各分注層段的存水率與剩余油儲量乘積劈分各層段配注量，其計算公式如下：

式中：Q—該井第層段注水量，m3·d-1；

P—相應采油井第層段總產(chǎn)水量，m3·d-1。

1.5 欠注法[17]

欠注法就是根據(jù)各注水層段累積欠注量比例劈分配注量，增加欠注量較多小層注水強度，限制欠注量較少小層配注量，以減輕層間矛盾，達到均衡動用目的。累積欠注量定義為，各層段達到含水率98%的累積注水量減去當前時刻的累積注水量。

式中：W—極限含水下第層段累計注入量，104m3；

W—當前時刻第層段累計注入量，104m3。

欠注方法除了需要利用各層段的累積注水量外，還要綜合考慮各小層儲層物性和開發(fā)動態(tài)，以確保層間均勻動用為目的來劈分各層段配注量。該方法的準確度依賴于各層段累積注水統(tǒng)計數(shù)據(jù)準確程度，因而需要大量注水歷史數(shù)據(jù)支撐。欠注法劈分注水量的準確度需依賴于各層段累積注水統(tǒng)計數(shù)據(jù)準確程度，因而需要大量注水歷史數(shù)據(jù)支撐。

從上述配注方法可以看出，不同配注方法在計算配注量時有其特定考慮。因此，針對開發(fā)過程中儲層內(nèi)部流體和物性動態(tài)變化的特點，實際配注量設計過程中要根據(jù)現(xiàn)場數(shù)據(jù)資料充裕程度和各方法油藏適應性來選擇相應配注方法。

2 配注方法油藏適應性

考慮到不同分層配注方法具有不同適應特點，以及受到實際礦場施工技術和經(jīng)濟的限制，因而無法從實際生產(chǎn)角度系統(tǒng)對比各配注方法適用性效果，因此本文基于油田實際地質(zhì)特征和流體物性，通過建立理論模型，采用數(shù)值模擬的方法對不同配注方法的油藏適應性進行了系統(tǒng)研究，給出了不同配注方法的適用條件。

2.1 層段劃分

依據(jù)渤海SZ36-1油田Ⅱ期儲層綜合評價情況，建立的機理模型所采用儲層參數(shù)如表1所示。

從表1可以看出，各分注層段控制總有效厚度相當，滲透率變異系數(shù)較低，且各分注層段間隔層穩(wěn)定，有利于分層注采。

2.2 數(shù)值模型建立

依據(jù)渤海SZ36-1油田典型地質(zhì)油藏特征和流體物性，采用CMG數(shù)值模擬軟件，建立了排狀注采理論模型，見圖1。

該模型分三個開采層段，分別是I上、I下和II油組，概念模型地質(zhì)儲量191.3×104m3。其中，＝＝25，＝15，平面上和方向網(wǎng)格步長16 m，方向網(wǎng)格步長為10 m，總網(wǎng)格數(shù)9 375。

表1 儲層參數(shù)

圖1 理論地質(zhì)模型

模型采用的相滲曲線見圖2。

圖2 油水相對滲透率曲線

設置井距200 m，其中分注井按照分注層段數(shù)設置多口虛擬注入井，進行分注模擬。儲層物性和流體參數(shù)：地層原始壓力14.28 MPa，地層壓縮系數(shù)2.0×10-3MPa-1，油藏溫度56 ℃，地面原油密度0.97 kg·L-1，地下原油黏度176.3 mPa·s，原油壓縮系數(shù)13.0×10-4MPa-1，原油體積系數(shù)1.08，地層水黏度0.50 mPa·s，按照實際油藏小層解釋滲透率確定各層滲透率，縱橫向滲透率比0.1，孔隙度0.30，原始含油飽和度0.64。井組生產(chǎn)控制條件：水井定液量（500 m3·d-1）注入，油井定壓（10 MPa，略高于飽和壓力）生產(chǎn)，邊井井分數(shù)0.5，角井井分數(shù)0.25。

2.3 方案設計

分注時機是分注增油效果的重要影響因素。為研究不同分注時機條件下各配注方法的油藏適應性，以合注方案為對比基礎方案，將開發(fā)方案劃分為含水20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%和90%等8個階段，每個含水時刻分別采用地層系數(shù)法、厚度法、剩余油法、存水率法和欠注法進行分層配注，水驅(qū)至含水98%，共設計40組分注開發(fā)方案，見表2。

表2 各配注方法的層段配注設計

2.4 結果分析

2.4.1 分注時機影響

在配注方法不同條件下，不同分注時機累計增油量與時間關系曲線見圖3。

從圖3可以看出，分注時機對分注增油效果存在較大影響。在分注時機相同條件下，不同配注方法對分注增油效果影響程度存在差異。對于地層系數(shù)法、厚度法和剩余油法，當分注時機含水率小于50%時，含水率對增油量差異影響程度較小。當含水高于50%時，含水率對增油量差異影響程度較大。分析認為，水驅(qū)開發(fā)初期，原始地質(zhì)儲量變化差異小，因此地層系數(shù)法、厚度法和剩余油法劈分的各層段注入量相當。對于存水率法，分注時機含水率為50%左右時增油量較大。對于欠注法，分注時機含水率40%～50%時增油量最大，但過早或過晚實施分注增油量都將降低。進一步分析表明，早期實施分注的初期增油量較高，但產(chǎn)量下降速度較快。后期實施分注，剩余油量較少，增油潛力較小，因此增油效果較差。

圖3 累計增油量與時間關系

2.4.2 配注方法影響

在不同分注時機條件下，不同配注方法累計增油量與時間關系曲線見圖4。

從圖4可以看出，在分注時機相同條件下，配注方法對分注增油效果存在較大影響。當分注時機含水率低于50%時，剩余油法具有較好的適應性，增油量明顯高于其他方法；當分注時機含水率處于50%～90%時，雖然分注初期存水率法增油明顯高于其他方法，但預測最終增油量較低，而剩余油法依然具有較好油藏適應性。當分注時機含水率在90%左右時，存水率法和欠注法預測分層配注增油量明顯高于其他配注方法。地層系數(shù)法在各個時機下增油效果均較差，分析認為，地層系數(shù)法在各個分注時機，其分注效果均不理想，其原因在于地層系數(shù)與滲透率和儲層厚度相關，其本質(zhì)是衡量儲層流通能力的，因此對于高滲和厚油層配注量大，而對于高滲層且儲層厚度大的儲層，注入水一旦突破形成水竄，所以各分注時機下增油效果均較差。

圖4 累計增油量與時間關系

2.4.3 配注方法影響

在分注時機不同條件下，各配注方法累計增油量和含水最大下降值對比見圖5和圖6。

從圖5和圖6可以看出，在配注方法和分注時機不同條件下，累計增油量和含水最大下降值存在差異，各配注方法適應性存在差異。從預測增油量角度分析，當分注時機含水低于50%時，剩余油法預測增油量較高；當含水率50%左右時，存水率法預測增油較大。當含水率大于60%時，剩余油法預測增油量較大。在特高含水期，存水率法或欠注法預測增油量較大。當分注時機含水率高于50%時，各種配注方法預測增油量普遍下降，其中剩余油法和厚度法下降幅度較大。從含水率最大下降值分析，存水率法含水率變化幅度最大，最高可達7%，地層系數(shù)法最低。當分注時機含水率為50%左右時，各配注方法含水率下降幅度最大。綜上所述，剩余油法預測增油量較高，存水率法預測含水率變化幅度最大。

圖5 累增油與時間關系

圖6 含水最大下降值與時間關系

3 分層注水影響影素

經(jīng)過分析不同配注方法的油藏適應性，發(fā)現(xiàn)剩余油法具有很好的油藏適應性，因此基于剩余油配注方法，建立理論模型，開展影響水井單獨分注效果的影響因素研究。

3.1 分注率影響

以籠統(tǒng)注采方案為對比基礎方案，分注率分別設計為25%（隔3分1，即同一注水井排每隔3口分注1口水井，下同）、33%（隔2分1）、50%（隔1分1）、67%（隔1分2）、75%（隔1分3）和100%，不同分注率下分注井分布示意圖見圖7。

在目標區(qū)塊含水為80%時，對相應水井實施分注，按照剩余油法對各分注層段進行配注，模擬20年開發(fā)效果。單獨分注各方案增油效果模擬結果見表3和圖8。

圖7 分注井分布示意圖

表3 增油效果模擬預測結果

圖8 采收率增幅與分注率關系曲線

從表3和圖8可以看出，分注率愈高，增油效果愈好，分注采收率增幅愈大。但隨分注率提高，采收率增幅變化幅度逐漸減小。從技術經(jīng)濟效果方面考慮，排狀注采井網(wǎng)，合理分注率為60%~80%。分析認為，當分注率達到一定范圍時，其對儲層中剩余油的控制程度和動用程度達到了最佳效果，注入水在各層波及效率已接近最大，水驅(qū)油接近最佳效果。

3.2 分注合格率影響

分注合格率一般指統(tǒng)計時段內(nèi)（月度或季度或半年）分層注水合格層段數(shù)占總注水層段數(shù)的百分比，其中合格層段一般是指層段實際配注誤差±30%以內(nèi)的層段，該指標是反映分注質(zhì)量的重要管理指標。以籠統(tǒng)注采方案為對比基礎方案，在分注率50%條件下，當層段實際配注誤差為10%、20%、30%和40%以及分注合格率0、25%、50%、75%和100%時，在含水80%時對相應水井實施分注。按照剩余油法進行各分注層段配注，模擬20年開發(fā)效果。單獨分注各方案增油效果模擬結果見表4和圖9。

表4 增油效果模擬預測結果

從表4和圖9可以看出，在配注誤差相同條件下，隨分注合格率提高，采收率增幅增大。在分注合格率相同條件下，隨配注誤差增大，采收率增幅降低。當配注誤差大于10%且分注合格率小于75%時，采收率增幅明顯降低。由此可見，礦場配注誤差應控制在10%以內(nèi)、分注合格率應達到75%以上。

4 結 論

1）礦場分層配注方法主要有地層系數(shù)法、厚度法、剩余油法、存水率法和欠注法等，不同配注方法在計算配注量時有其特定考慮。實際油藏開發(fā)過程中儲層內(nèi)部流體和物性具有動態(tài)變化特點，因此實際配注量設計過程中要根據(jù)現(xiàn)場數(shù)據(jù)資料充裕程度和各方法油藏適應性來選擇相應配注方法。

圖9 采收率增幅與分注合格率關系曲線

2）在分注時機相同條件下，不同配注方法對分注增油效果影響程度存在差異。對于地層系數(shù)法、厚度法和剩余油法，當分注時機含水率小于50%時，含水率對增油量差異程度較小。當含水高于50%時，含水率對增油量差異幅度影響較大。對于存水率法，分注時機含水率為50%左右時增油量較大。對于欠注法，分注時機含水率40%～50%時增油量最大，過早或過晚實施分注增油量都將降低。

3）在配注方法和分注時機不同條件下，累計增油量和含水最大下降值存在差異，各配注方法適應性存在差異?？傮w分析，剩余油法預測增油量較高，存水率法預測含水率變化幅度最大。

4）對于排狀注采井網(wǎng)，分注率愈高，增油效果愈好，從經(jīng)濟和技術角度考慮，推薦分注率范圍為60%~80%；水井分注配注誤差應控制在10%以內(nèi)、分注合格率應達到75%以上。

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Numerical Simulation Research on Allocation Method of Separate Layer Water Injection and Its Influencing Factors

1,1,1,1,1,2,2

（1. Research Institute of China National Offshore Oilfield Co., Ltd., Tianjin Branch, Tianjin 300452, China ;2. Key Laboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery of Education Ministry,Northeast Petroleum University, Daqing Heilongjiang 163318, China）

In order to further improve the development effect of separate layer water injection in offshore oilfields, characteristics of existing separate layer injection allocation methods were firstly summarized. Then, according to the typical geological reservoir characteristics of SZ36-1 oilfield in Bohai Sea, CMG numerical simulation software was used to establish the theoretical model. The reservoir adaptability of different injection methods and the influencing factors of injection effect under different injection timing were studied by using cumulative increasing oil or recovery as evaluation index. The results shows that, in the period of low water cut, residual oil method, thickness method and water retention rate method are recommended. In the middle and high water cut period, residual oil method and water retention rate method are recommended. It is recommended to use the water retention rate method or the owe injection method in the high water cut period. The formation coefficient method is not recommended. For the row injection pattern, the higher the separate injection rate is, the better the oil increase effect will be. The recommended injection rate range is more than 60%.The injection error should be controlled within 10% and the qualified rate of injection should be more than 75%.

Separate layer water injection; Injection method; Numerical simulation; Separate layer injection timing; Separate layer injection rate; Separate layer injection qualifying rate

渤海油田智能分注分采產(chǎn)業(yè)化應用效果（項目編號：CCL2017TJTZLST0772）。

2020-07-21

夏歡（1989-），男，碩士，2015年畢業(yè)于東北石油大學油氣田開發(fā)工程，研究方向：提高石油采收率。

羅云龍（1994-），男，東北石油大學在讀碩士，研究方向：提高采收率。

TQ 341

A

1004-0935（2020）12-1567-07