厚層油藏高含水期基于剩余油的分層精細(xì)注水

張 靜，蔡 暉，劉 斌，范 晶，鄭 彬

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300459）

渤海L 油田為三角洲沉積的層狀構(gòu)造厚層油藏，多層合采，由于非均質(zhì)性突出，長期注聚后進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)階段，油田發(fā)育優(yōu)勢流動(dòng)通道，注水效率低［1-3］，分層注水能夠有效提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度，因此，研究高含水期分層注水精細(xì)配注方法，擴(kuò)大注入波及，提高油田采收率具有重要意義［4-8］。

目前，對于高含水期油田來說，分層配注的方法主要有厚度法、地層系數(shù)法等［9-12］，杜慶龍等考慮地層系數(shù)及滲流阻力系數(shù)，利用垂向劈分系數(shù)進(jìn)行注水井分層配水量計(jì)算［13］；

石曉渠等利用小層滲透率、沉積微相、層間干擾系數(shù)等劈分系數(shù)建立注水井層間配水量計(jì)算方法［14］。這些方法有的無法考慮到目前油藏各層滲流及動(dòng)用差異，有的需要考慮參數(shù)較多且現(xiàn)場統(tǒng)計(jì)困難，同時(shí)對于厚層油藏來說，儲(chǔ)量豐度較大，厚度法等傳統(tǒng)方法未考慮不同注采井距、注采井厚度變化對注水量的分配影響，目前高含水期油田層間動(dòng)用狀況難以得到大幅改善。為此，以渤海L 油田為例，基于吸水剖面資料，考慮早期注聚，以非活塞式水驅(qū)油理論［15］為基礎(chǔ)，定量計(jì)算了多層合采油藏各小層平均剩余油飽和度，同時(shí)考慮井距和注采井厚度變化，建立了厚層油藏高含水期精細(xì)分層注水新方法，以期擴(kuò)大波及范圍，提高油田開發(fā)效果。

1 新方法理論推導(dǎo)

1.1 原理及思路

以一個(gè)注采井組為計(jì)算單元，計(jì)算假設(shè)條件為：①該井組多層合采，為不規(guī)則井網(wǎng)；②各小層相對滲透率曲線相同；③通過礦場測試的吸水剖面獲取每個(gè)小層的吸水強(qiáng)度；④已知油井含水率。

計(jì)算井組各小層注水量，主要思路為：①根據(jù)油井整井含水可以得到整井注入孔隙體積倍數(shù)；②根據(jù)整井注入孔隙體積倍數(shù)和注水井吸水剖面資料預(yù)測各小層的注入孔隙體積倍數(shù)；③根據(jù)注入孔隙體積倍數(shù)與平均含油飽和度關(guān)系，得到目前各小層相應(yīng)的平均含油飽和度；④結(jié)合井距、厚度對各小層平均含油飽和度進(jìn)行體積加權(quán)，按比例對各小層進(jìn)行注水量分配。

1.2 理論推導(dǎo)

1.2.1 小層剩余油飽和度計(jì)算

根據(jù)韓光明等學(xué)者研究［16］，聚合物溶液在地層中的有效黏度為：

參考冪函數(shù)相滲表達(dá)式［17］，聚驅(qū)相滲表達(dá)式如下：

引入分流量方程：

將式（2）、（3）、（5）聯(lián)立，得到井口含水率：

引入流度表達(dá)式：

將式（2）、（3）、（6）、（7）聯(lián)立，得到含水上升率方程［18］：

井組累積注入孔隙體積倍數(shù)為：

將式（8）、（9）聯(lián)立，得到井組累積注入孔隙倍數(shù)為：

含水率與井組注入孔隙體積都是標(biāo)準(zhǔn)化含水飽和度Swd的函數(shù)，依據(jù)公式（6）、（10）可以計(jì)算井口含水率與井組注入孔隙體積倍數(shù)，根據(jù)井口含水直接對應(yīng)讀取井組注入孔隙體積倍數(shù)。

井組平均含油飽和度為：

聯(lián)立式（6）、（10）、（11），計(jì)算得到平均含油飽和度為：

式中，?為孔隙度，%；Kr為徑向滲透率，10-3μm2；n為流性指數(shù)，無量綱；k 為稠度系數(shù)，mPa·s；Krp為聚合物相相對滲透率，無量綱；Sor為殘余油飽和度，Kor為油相相對滲透率，無量綱；Swi為束縛水飽和度，Swd為標(biāo)準(zhǔn)化的含水飽和度；Swe為出口端含水飽和度；fw為井口含水率，小數(shù)；μo為油相黏度，mPa·s；μp為聚合物溶液地下有效黏度，mPa·s；no為油指數(shù)，小數(shù)；nw為水指數(shù)，小數(shù)；M 為流度，無量綱；So為平均含油飽和度，小數(shù)；PV 為井組整體注入孔隙體積倍數(shù)，小數(shù)；f'w為含水上升率，小數(shù)。

引入無因次注入強(qiáng)度Nij，即注水井i 全井平均注入強(qiáng)度與其第j 小層平均注入強(qiáng)度的比值，根據(jù)歷次吸水剖面情況，可得：

注水井i第j小層的累積注入孔隙體積倍數(shù)為：

注水井i第j小層平均含油飽和度為：

根據(jù)注水井i 第j 小層注入孔隙體積倍數(shù)可對應(yīng)得到小層平均含油飽和度。

式中，Nij為注水井i 第j 小層無因次注入強(qiáng)度，無量綱；z 為注水井i 吸水剖面測試總次數(shù)；Dic為注水井i 第c 次吸水剖面測試整井平均吸水強(qiáng)度,m3/d/m；Dicj為注水井i 第c 次吸水剖面測試第j 小層吸水強(qiáng)度,m3/d/m；Hi為注水井i整井厚度，m；Hij為注水井i 第j 小層厚度，m；tic為注水井i 第c 次吸水剖面測試到第c+1 次吸水剖面測試間隔時(shí)間；PVij為注水井i第j小層注入孔隙體積倍數(shù)，小數(shù)；為注水井i第j小層平均含油飽和度。

1.2.2 各小層注水量計(jì)算

對于實(shí)際油藏來說，注采井網(wǎng)一般并不規(guī)則，尤其是儲(chǔ)量豐度較大的厚層油藏，井距對于配注量的影響也較大，同時(shí)考慮各層剩余油分布及井距影響，以近似行列井網(wǎng)為例（見圖1），以1 口注水井4口采油井為一個(gè)單元，假設(shè)各自小層內(nèi)滲透率相同，各方向注采壓差相同，基于剩余可動(dòng)儲(chǔ)量比例將油井液量劈分至各方向注水井，注水井i 對中心油井各小層j的配注量如式（16）所示：

式中，Li為注水井i 到中心油井的注采井距；qij為注水井i 對中心油井各小層j 的配注量；q 為中心油井整井產(chǎn)液量；αi為注水井i與中心油井的夾角；y為注水井小層總數(shù)。

圖1 近似行列井網(wǎng)注水井分層精細(xì)配注計(jì)算示意

2 新方法適應(yīng)性研究

2.1 模型的建立

根據(jù)渤海L 油田地質(zhì)及開發(fā)特征，建立不規(guī)則行列井網(wǎng)（見圖1）概念模型。網(wǎng)格數(shù)為17×17×25個(gè)，長度為20×20×5 m，縱向上一共25 層。油藏模型內(nèi)同一層I方向與J方向滲透率相同，25個(gè)小層的滲透率（不包括隔層）為（500～2 500）×10-3μm2，K方向的滲透率為I 方向的1/10（見表1）。油藏溫度65°C，原油體積系數(shù)1.14，地面原油密度0.93 g/cm3，地下原油黏度13 mPa·s，地層水黏度0.49 mPa·s，模型設(shè)置為4注1采。

2.2 方案設(shè)計(jì)

基礎(chǔ)方案為籠統(tǒng)注入，對比方案分別為籠統(tǒng)注入至含水75%轉(zhuǎn)厚度法、地層系數(shù)法和本文新方法，所有方案均從2005 年開始生產(chǎn)，含水25%時(shí)開始注聚，含水75%轉(zhuǎn)注水，2020 年開發(fā)結(jié)束。共設(shè)計(jì)4個(gè)方案（見表1），研究新方法在高含水階段的適應(yīng)性。

其中厚度法為按照各小層有效厚度比例對整體注水量進(jìn)行劈分，地層系數(shù)法為按照各小層地層系數(shù)比例對整體注水量進(jìn)行劈分。

表1 新方法適用性研究設(shè)計(jì)方案

2.3 效果對比及分析

從累產(chǎn)油、含水下降程度（見表2）及含油飽和度變化（見圖2）來看，在高含水期，新方法效果好于厚度法與地層系數(shù)法，因?yàn)楹穸确▽?shí)質(zhì)上是考慮縱向上厚度比例劈分液量進(jìn)行分層配注，低含水時(shí)期各層動(dòng)用差異不大的情況下，該方法基本可以有效動(dòng)用各層，但隨著進(jìn)入高含水期，該方法無法考慮縱向水淹、井距及橫向厚度變化帶來的剩余儲(chǔ)量差異，水驅(qū)效果越來越差；地層系數(shù)法在高含水期容易在高滲層產(chǎn)生優(yōu)勢滲流通道，造成注水效率降低，加劇無效水循環(huán)；新方法考慮了縱向水淹差異、井距及橫向厚度變化帶來的剩余儲(chǔ)量差異，平面上降低了井距較大、厚度減薄注水井整體注水量，縱向上降低了高動(dòng)用程度層注水量，加大了低動(dòng)用程度層注水量，提高了注水波及及剩余油動(dòng)用程度，注水效果較其他方法更好。

表2 高含水期不同配注方案累產(chǎn)油及含水下降程度對比

圖2 各方案平面及縱向含油飽和度（2020年）

3 礦場應(yīng)用

渤海L油田位于渤海遼東灣海域，屬于高孔、高滲儲(chǔ)層。主力含油層段為東營組東二下段，縱向上分為零、Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ油組4個(gè)油組，原油密度大、黏度高，屬稠油油田,L油田采用早期注聚開發(fā)，含水25%時(shí)開始注聚，含水率為75%轉(zhuǎn)水驅(qū)開發(fā)。開發(fā)初期為反九點(diǎn)井網(wǎng)，后經(jīng)過綜合調(diào)整后變?yōu)榻菩辛芯W(wǎng)，一直采用厚度法進(jìn)行分層配注，進(jìn)入高含水高采出程度雙高階段后，注水效果逐年變差。

以Y2 井組為例，由于其縱向非均質(zhì)性影響，滲流差異較大，存在高滲通道，該小層驅(qū)油效率較高，注水效率降低，對應(yīng)油井含水達(dá)到92%，采用分層精細(xì)注水新方法進(jìn)行差異化配注試驗(yàn)，改善平面及層間矛盾。

根據(jù)式（6）、（10）作出井組整體注入孔隙體積倍數(shù)PV 與井口含水率fw的關(guān)系圖（見圖3），從關(guān)系圖中根據(jù)油井井口含水推測出Y2 井組注入孔隙體積倍數(shù)為0.62。根據(jù)式（10）、（12）作出注入孔隙體積倍數(shù)與平均含油飽和度關(guān)系圖（見圖4）。由整體注入孔隙體積倍數(shù)、注水井各小層無因次注入強(qiáng)度及式（14），預(yù)測對應(yīng)注水井各小層的注入孔隙體積倍數(shù)（見表3），根據(jù)注水井各小層注入孔隙體積倍數(shù)在圖4 讀取相應(yīng)小層平均含油飽和度（見表3）。根據(jù)各小層平均含油平均飽和度，結(jié)合注采井距及厚度變化，根據(jù)式（14）進(jìn)行各小層差異化注水量計(jì)算（見表2）。

圖3 注入孔隙體積倍數(shù)與油井含水率關(guān)系

圖4 平均含油飽和度與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系

表3 油井Y2對應(yīng)4口注水井配注量

該井組于2018 年5 月利用新方法配注量進(jìn)行分層調(diào)配，中心采油井Y2 井產(chǎn)油量由24 m3/d 上升至50 m3/d，含水由92%下降至80%（見圖5），截至2019年12月31日，累增油1.1×104m3。

圖5 Y2井組井位及生產(chǎn)曲線

4 結(jié)論

（1）以提高厚層油藏高含水階段剩余油動(dòng)用程度為目標(biāo)，基于吸水剖面資料，建立了厚層油藏高含水期基于剩余油的精細(xì)分層注水新方法，考慮了層間剩余油分布差異、井距及橫向厚度變化等因素的影響，所需參數(shù)獲取簡單，方便快捷。

（2）精細(xì)數(shù)值模擬表明，厚層油藏高含水階段由籠統(tǒng)注水轉(zhuǎn)變?yōu)樾路椒ň?xì)注水后，擴(kuò)大了波及，剩余油動(dòng)用程度進(jìn)一步提高，改善了開發(fā)效果。

（3）實(shí)踐證明厚層油藏高含水期基于剩余油的分層精細(xì)注水相比傳統(tǒng)方法更為有效，可用于處于中、高含水期的油田。