改善復雜河流相稠油油田水驅開發效果對策

張 偉，許家峰，耿站立，張 鵬

（1. 海洋石油高效開發國家重點實驗室，北京 100028； 2. 中海油研究總院，北京 100028）

改善復雜河流相稠油油田水驅開發效果對策

張 偉1,2，許家峰1,2，耿站立1,2，張 鵬1,2

（1. 海洋石油高效開發國家重點實驗室，北京 100028； 2. 中海油研究總院，北京 100028）

復雜河流相油田由于先天地質條件復雜，砂體連通性難以把握，同時海上開發這類油田仍以大井距多層合采為主，加劇了注采間矛盾。以渤海B油田為例，通過油藏工程方法評價油田注水開發存在的問題，然后選取典型井組通過油藏數值模擬方法，開展注水井排液時間及合理轉注時機、合理注采比、合理油水井數比等方面優化工作，提出該類油田設計注水井排液1～2年后應適時轉注，合理注采比應保持在0.9左右，油水井數比保持在1.4左右，同時應優化注采井網，考慮在物性較差的河道邊部部署注水井，在物性較好的河道中部部署采油井，提高注入水利用效率改善水驅開發效果。

復雜河流相；注水開發；注水時機；合理注采比；數值模擬

復雜河流相油田由于砂體河道寬度窄，橫向變化快，縱向疊合差，連通性難以把握，而海上油田仍以大井距多層合采為主，加劇了這種復雜油田的注采矛盾，暴露出注采對應率差，注水不均衡，注入水利用率差等問題，另一方面統計表明目前海上部分油田注水井單井視吸水指數呈下降趨勢，注入能力下降導致油田欠注，導致這類油田水驅開發效果相對較差。前人針對各種類型的注水開發油田的優化調整也做了大量的研究工作，提出了各種評價油田注水開發效果的評價方法及模式、合理注采比的計算、針對剩余油的注采井網的調整策略、合理油水井數比的計算方法、注水時機的實驗及數模解決方案等，但多數都是針對單一因素提出解決方案并較少針對復雜河流相稠油油田，同時海上油田開發方式是少井高產、大井距多層合采，與陸地油田存在一定的差異，因此本文以渤海B油田為例選取典型井組建立數模模型綜合考慮注采井網的調整、注水井排液時間、合理油水井數比及合理注采比等因素提出該改善該類油田水驅開發效果的對策，為類似油田的調整優化提供參考。

1 油田地質特征及開發現狀

B油田為一個被南西～北東向斷層和東西向斷層分割的明下段斷裂背斜，由三個斷塊構成，平面上主力砂體河道較窄（平均河道寬度為200～300 m），橫向變化快，連通性難以把握；從砂體的平面展布與縱向演化規律來看，主力油組具有分流水道分叉、側向遷移頻繁等典型特征，當砂體較厚，分布面積較大時，分支流河道砂體延伸方向多變；當砂體較薄，分布面積較小時，分支流河道砂體延伸方向較為穩定。油田縱向上小層多，疊合性差，層間及層內非均值性較強，平均單井鉆遇厚度僅20 m，主力油組單砂體厚度較薄（平均厚度2～6 m），地下原油粘度由東向西逐漸變大，分布區間較廣（20～200 mPa·s），油田平均滲透率1 750 mD，孔隙度30%。

油田目前共有總井數166口，其中油井120口，注水井46口，目前采出程度11%，含水75%，由于自身復雜的地質條件，油田的開發過程走過了一條邊開發邊摸索，合注合采后分層配注優化注水與注采井網調整相結合的穩產之路，可劃分為三個階段：（1）油田建設上產階段，該階段單井產量低、遞減快，地層壓力下降快；（2）全面注水，減緩遞減階段，后期開始嘗試分層配注，該階段由于儲層展布復雜導致注采不完善，合注合采層間矛盾突出，油田含水上升快；（3）全面分層配注、逐步調整完善注采井網階段，該階段油田基本保持穩產，地層壓力下降的趨勢得到遏制。

2 油田注水開發存在的問題

通過近十年來各級研究人員的共同努力，油田的開發取得了卓有成效的成果，從根本上扭轉了投產初期面臨的不利局面，但目前仍存在以下兩方面的問題：（1）油田注采仍不平衡，欠注導致地層壓力維持在原始地層壓力70%左右，亟需注水補充地層能量；（2）注采井網仍不完善，加上注入水的虧空導致了油田一半左右的井處于低產液，高含水，遞減率偏高的狀態。下文通過油田視吸水指數、注采對應率、注采比及水驅波及系數等指標評價油田的注水開發效果[1-5]。

2.1 油田注水能力下降

由于注水井通常無井底流壓數據，所以在日常分析中常用視吸水指數來表示油田或單井吸水能力的變化。統計表明，2005年至2009年油田注水量呈遞減趨勢，但油壓呈上升趨勢，視吸水指數急劇下降，截止到2014年底，油田吸水能力下降了56%，曲線呈波動式下降，酸化可在短期內提升吸水能力，但效果持續時間短。

2.2 油田注采關系仍不完善

統計油田 41個注采井組表明油田目前平均注采對應率較低，僅為0.58，其中大于0.7的14個井組占34%，0.5～0.7的12個井組占29%，小于0.5的井組15個占37%，油水井間以單向和雙向連通為主，研究表明單向及雙向連通影響水驅波及系數，導致注入水單向突進嚴重，利用效率低，進而使油井間產液量嚴重不均衡。利用水驅曲線方法計算41個注采井組水驅波及系數整體較低，平均為0.53，其中水驅波及系數大于0.6的有13個井組，0.5～0.6的14個井組，小于0.5的15個井組。

2.3 油田注采關系仍不完善

統計 41個注采井組階段注采比表明注采比小于1 的有23個，1～2 之間的井組11個，2～5 之間的井組7個，表明油田的注水極不均衡，注采比過高的井組由于復雜的地質條件及較差的連通性，容易導致主力連通層形成水竄，注水利用率也較低。

2.4 油田部分注水井排液時間過長

油田目前地層壓力較原始地層壓力下降 5 MPa，其中投產初期滯后一年注水導致地層壓力下降近3 MPa，全油田有排液歷史的注水井28口，排液時間在219～2 967 d之間，部分注水井排液時間相對過長。統計表明部分井轉注后的效果表明，轉注后能明顯減緩井組的遞減率，增油效果明顯,以B20井組為例，該井轉注前生產402 d，累產油0.4萬m3，井組月遞減5.5%，轉注后對應油井5口，井組產油量呈遞增趨勢，一年增油量3.2萬m3。

3 改善水驅開發效果對策研究

針對B油田目前注水開發存在的問題選取典型井組利用油藏數值模擬方法開展注水井排液時間及轉注時機、合理油水井數比及井網優化、合理注采比等方面的研究，提出改善該類油田水驅開發效果的對策。

選取的典型井組模型從油田模型中截取，并完成歷史擬合。典型井組有油井3口，注水井1口，該注水井初期日產油50 m3/d，排液生產4.5 a后轉注，轉注前井組日產油108 m3/d，轉注后日產油129 m3/d，目前該井組日產油96 m3/d，含水率80%，轉注后效果明顯。

3.1 注水井應適時轉注保證地層能量

巖石力學實驗表明，疏松砂巖儲層壓實后孔滲變差，地層壓力降低后再次升高僅能保持物性，無法恢復，因此設計的注水井是否及時轉注，確保地層能量充足十分必要。以典型井組為例，在模型中設計了投產即注水、排液1、2、3、4 a五個方案，對比該井組不同方案下累產油結果如圖1所示，結果顯示該注水井排液1～2 a效果最好。

另外不同巖石類型壓力敏感特征差異較大，注水井轉注時機也不相同。在數模中針對不同壓力敏感特征的巖石，可用不同的傳導率隨壓力變化的關系表征（圖2），然后分別設計不同的注水井排液年限（不排液、排液1 a、排液2 a、排液3 a、排液4 a），計算結果表明巖石壓力敏感性越強，注水井排液時間越短（圖3），當巖石壓力敏感性極強時，投產即注水效果最好，壓力敏感性一般時，排液時間可適當延長，因此實際油田中有必要針對不同巖石類型開展巖石力學實驗研究，有針對性的實施注水方案。

圖1 不同排液時間下井組累產油Fig.1 Accumulated oil production of well group with different drainage time

圖2 不同巖石類型壓力敏感性與傳導率關系曲線Fig.2 The relationship between pressure sensitivity and conductivity of different types rocks

3.2 井組應保持合理注采比

針對B油田這種復雜河流相稠油油田，前人研究成果表明在后期部署調整井時，應充分考慮在物性較差的河道邊部部注水井，在物性較好的河道中部部署采油井，選取平行河道交錯排狀的注采方式，這樣既能保證較高的水驅波及系數，又能保證較高的采油速度[6,7]。

3.3 井組應保持合理注采比

復雜河流相稠油油田在注水過程中注采比的選擇既要考慮地層壓力的保持水平，同時也需要考慮由于注采對應率低，易形成水竄，影響水驅波及效果，因此需要找到中間的平衡點。以典型井組為例，分別設計了注采比為 0.6/0.7/0.8/0.9/1.0五種注采比方案，計算結果表明，當注采比為 0.9時，即可保證地層壓力不過快下降也能增加河道邊部儲層較差區域的水驅波及效果，井組累產油量最高（圖4）。

圖3 不同巖石壓力敏感性時注水井不同排液時間井組增油量對比Fig.3 Comparison of incremental oil production between well groups in different drainage time with different rock pressure sensitivity

圖4 不同注采比條件下井組累產油Fig.4 Accumulated oil production of well group with different injection-production ratio

截取油田其中一個平臺的典型注采井組模型為例（10注2采）為例設計4個不同注采比（3/2/1.4/1）的虛擬開發方案（圖5），采取定油限液生產方式，注采比0.9，計算結果表明當油水井數比為1.4時（5注7采）井組累計采油量最高（圖6）。

圖5 不同油水井數比下井網分布圖Fig.5 Well pattern distribution map with different injection-production wells ratio

圖6 不同油水井數比下井組累產油量Fig.6 Accumulated oil production of well group with different injection-production wells ratio

4 結 論

（1）復雜河流相油田先天地質特征復雜，注采連通性差，容易導致油田注采井網不完善，水驅波及系數低，井組間注采不均衡，注入水利用率低，注水開發效果較差；

（2）典型井組基于數值模擬研究提出以下改善該類油田水驅開發效果的對策：1）開發方案設計的注水井應在排液1～2 a后適時轉注，保持地層壓力，同類型油田應開展巖石壓力敏感性研究后確定轉注時機；2）井組合理注采比應保持在0.9左右，油水井數比保持在 1.4左右，同時應優化注采井網，考慮在物性較差的河道邊部部署注水井，在物性較好的河道中部部署采油井，提高注入水利用效率。

［1］ 柴世超，楊慶紅，葛麗珍，等. 秦皇島32-6油田注水效果分析[J].中國海上油氣，2006，18(4)：251-254．

［2］ 袁東，葛麗珍，蘭利川，等. 用廣義存水率和廣義水驅指數評價油田的水驅效果[J]. 中國海上油氣，2008，20(3)：178-180．

［3］ 房育金，王茂顯. 運用存水率和水驅指數評價油田注水開發效果[J]. 吐哈油氣，2008，10(1)：37-39．

［4］ 張銳. 應用存水率曲線評價油田注水效果[J]. 石油勘探與開發，1992，19(2)：63-68．

［5］ 李喜蓮，趙曉萍，周攀，等. 注水開發影響因素分析及其評價[J].吐哈油氣，2004，9(1)：33-36．

［6］ 李結實，葛云鳳，張揚凡. 敖包塔油田合理注采比研究[J]. 大慶石油地質與開發，2002，21(2)：17-20．

［7］ 安桂榮，許家峰，周文勝，等. 海上復雜河流相水驅稠油油田井網優化[J]. 中國海上油氣，2013，25(3)：28-31．

Countermeasures for Improving Water-flooding Development Effect of Complex Fluvial Facies Reservoirs

ZHANG Wei1,2，XU Jia-feng1,2，GENG Zhan-li1,2，ZHANG Peng1,2
（1. State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation，Beijing 100028，China；2. CNOOC Research Institute，Beijing 100028，China）

The sand body connectivity of the complex fluvial facies oil reservoir is difficult to grasp due to the complex geological conditions, on the other hand the major development strategy of the offshore reservoir is wide well spacing and commingling production that can exacerbate the injection and production contradiction. In this paper, taking Bohai B reservoir as an example, the problems during water-flood development were analyzed by reservoir engineering method, then typical well group was selected to carry out the optimization of drainage time of the injecting well, reasonable injection timing, reasonable injection production ratio and reasonable oil and water well ratio through reservoir numerical simulation, then it's pointed out that the drainage time is 1～2 years, reasonable injection production ratio is 0.9,oil and water well ratio is 1.4.At the same time the well pattern should be optimized, injection well should be deployed on the channel side with poor property, and production well should be deployed on the channel with good physical property to improve the water-flooding development effect.

complex fluvial facies; water-flooding development; injection timing; reasonable injection production ratio; numerical simulation production ratio; Numerical simulation

TE 341

A

1671-0460（2016）11-2573-04

“十三五”國家科技重大專項“國內油氣開發發展戰略研究”，項目號：2016ZX05016-006。

2016-05-03

張偉（1984-），男，北京人，工程師，碩士，2009年畢業于長江大學油氣田開發工程專業，研究方向：油藏工程及油藏數值模擬，從事海上油田動態分析及開發規劃研究工作。E-m ail：zhangw ei21@cnooc.com.cn。