渤海稠油底水油藏精細定量注水研究*
——以秦皇島32-6油田西區為例

龍 明 許亞南 于登飛 李 軍 周焱斌 楊 磊

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院 天津 300459)

渤海稠油底水油藏精細定量注水研究*
——以秦皇島32-6油田西區為例

龍 明 許亞南 于登飛 李 軍 周焱斌 楊 磊

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院 天津 300459)

龍明,許亞南,于登飛，等.渤海稠油底水油藏精細定量注水研究——以秦皇島32-6油田西區為例[J].中國海上油氣，2017,29(4)：91-97.

LONG Ming,XU Yanan,YU Dengfei,et al.Quantitative optimization of water injection for Bohai heavy oil reservoir with bottom water:a case study of the west block of QHD32-6 oilfield[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(4):91-97.

渤海稠油底水油藏注水開發過程中如何優化注水和提高注水效率是一直面臨的問題。通過設計恒壓注水裝置，對注入水在不同注入條件下的流動形態及樣式進行了室內實驗。根據注入水流動形態，應用滲流力學基本原理，結合重力作用研究了稠油底水油藏注水波及系數、注水強度、注采比及井距之間的關系，建立了注采比與波及系數、注水強度與波及系數理論圖版。根據理論圖版，參考地層破裂壓力及工程因素，提出了秦皇島32-6油田西區底水油藏注水定量優化調整的技術界限。應用該技術界限對秦皇島32-6油田F8注采井組進行了增注先導試驗，調整后單井增油量達到10 m3/d，且日產液緩慢增加，有效減緩了底水油藏的產量遞減，為秦皇島32-6油田西區稠油底水油藏的綜合調整方案提供了技術保障。

渤海；稠油底水油藏；波及系數；注水強度；注采比；井距；注水定量優化；調整技術界限；秦皇島32-6油田西區

海上稠油底水油藏開發進入高含水階段以后主要以生產井提液開發為主[1-4]，而底水往往不能滿足油井大范圍提液所需要的能量，需要通過注水來補充地層能量[5-7]，因此，如何對底水油藏注水進行優化，進而提高注水效率是海上油田開發一直面臨的問題。

目前國內外學者主要針對底水油藏生產井含水變化及水淹規律，采用物理模擬、油藏數值模擬或理論推導等方法進行相關的研究工作[8-17]，而關于稠油底水油藏注水定量優化的研究相對較少，僅有初步的定性研究[18]。實踐表明，開展稠油底水油藏精細定量注水研究對于深入把握流體運動規律、提高注水利用率及明確儲層內部剩余油分布至關重要，可以為油田開發后期制定相應的綜合調整方案提供理論依據。

本文以渤海秦皇島32-6油田西區稠油底水油藏為例，在模擬注入水流動形態的基礎上，從B-L滲流理論出發，定量研究了影響注入水波及范圍的參數，確定了秦皇島32-6油田西區稠油底水油藏精細定量注水的技術界限，并在油田綜合調整項目中起到了關鍵指導作用。

1 研究區概況

渤海秦皇島32-6油田位于渤海灣盆地石臼坨凸起中部，為曲流河沉積的底水稠油油藏，新近系上新統明化鎮組是其主要儲集層，巖性以中—細砂巖及粉砂巖為主，結構成熟度與成分成熟度低，平均孔隙度33%，平均滲透率3 000 mD，地層原油黏度260 mPa·s。秦皇島32-6油田西區于2002年6月投入開發，投產僅6個月綜合含水達到60%。該區從2009年開始進入大范圍油井提液開發階段，目前地層能量存在下降趨勢,需要開展稠油底水油藏優化注水研究。

2 恒壓物理模擬實驗

為了研究稠油底水油藏不同注水條件下的水驅效果，借鑒之前的研究思路[7]，通過設計恒壓注水裝置(圖1)，利用酵母與糖水發生反應生成CO2，使容器內部產生壓力，將水驅動到花泥內部，以此研究注入水在不同注入條件下的流動形態及樣式。但由于水和空氣的密度差異要遠遠大于水和原油的密度差異，因此，該模擬實驗僅可近似根據水的重力作用研究不同注入條件下的波及形態及樣式。

圖1 恒壓注水裝置示意圖Fig .1 Schematic diagram of water injection device with constant pressure

2.1 不同射孔個數對流動形態的影響

利用恒壓注水裝置將水注入花泥中，注入壓力為0.3 MPa，注水量為500 cm3,注入端埋深4.5 cm，研究射孔個數分別為1、2、3、4時注入水在花泥(均質條件)中的流動形態及樣式，從而確定注入水的波及范圍及形態特征。

通過觀測花泥內橫截面圖(圖2)，可以看出注入水在花泥內均存在向下流動的趨勢;并且射孔個數影響注入水的波及范圍及形態樣式,射孔數越多注入水橫向波及范圍越大；隨著射孔個數的增加，注入水流動形態由“漏斗形”向“鐘形”轉變。

2.2 不同注入壓力對流動形態的影響

選取射孔個數為2，注水量為200 cm3,注入端埋深4.5 cm，研究注入壓力分別為0.1、0.2、0.3、0.4 MPa時注入水的流動形態，確定注入水在花泥內的波及范圍及形態特征。

通過觀測花泥內部截面圖(圖3)，可以看出注入水的橫向波及長度l與垂向波及深度h存在著差異。將不同方案下l/h值與注入壓力進行交會(圖4)，結果表明l與h的比值隨著注入壓力的增加而增加,當注入壓力達到0.3 MPa時l與h的比值出現拐點，主要是由于隨著注入壓力增加橫向波及速度逐漸減小，而垂向波及速度沒有發生變化。

圖2 注入水流動形態對比圖(注入壓力0.3 MPa)Fig .2 Contrast figures of flow pattern of injecting water(injection pressure 0.3 MPa)

圖3 注入水橫向波及截面圖Fig .3 Sectional drawing of transverse spread of injecting water

圖4 l/h隨注入壓力變化Fig .4 Variation of l/h with injection pressure

3 稠油底水油藏注水定量優化

根據物理模擬實驗結果，并結合油田實際生產情況,可知稠油底水油藏在注水開發中存在著2種狀況。第1種：注入水在垂向上波及到底水，橫向上波及到生產井井底時，注入水流動形態為“鐘形”，且部分流入底水，以驅油作用為主(圖5a)。第2種：當注入水垂向上波及到底水時，橫向上并未波及到生產井井底，此時該注入水流動形態為“漏斗形”，且主要流入底水，以保持地層壓力為主(圖5b)。

圖5 底水油藏注水開發示意圖Fig .5 Schematic of water injection development for a reservoir with bottom water

3.1 注采比與波及系數理論圖版的建立

以注入水流動形態為基礎，根據B-L水驅油理論，定量研究影響注入水波及范圍及形態樣式的各類參數。假設：①無限大均質地層中有一口生產井及一口注水井；②滲流為油水兩相穩定平面徑向滲流，流體不可壓縮；③考慮水平滲透率與垂向滲透率差異；④不考慮地層傷害；⑤底水穩定且能量充足；⑥忽略毛管壓力，考慮流體重力作用，將注入水的流速分解為橫向流速與垂向流速；⑦生產井與注水井射孔部位均在油層中上部。

(1)

式(1)中：L為井距，m；υxi為注入水橫向流動速度，m/s；υzi為注入水垂向流動速度，m/s；Hsi為注水井射孔厚度，m；Hbi為注水井避射高度，m。

將式(1)進行全角積分,便可得到體積波及系數Ev的表達式,即

(2)

(3)

(4)

(5)

注采比IWR表達式為

(6)

式(6)中：Qi為注水井日注入量，m3/d；Qp為生產井日產液量，m3/d；υp為地層流體流動速度，m/s；Hsp為生產井射孔厚度，m。

將式(3)、(5)代入式(6)，整理后可得到注采比與波及系數之間的關系式，即

1) 當Ev<0.5時

2) 當Ev≥0.5時

(8)

式(7)、(8)中：Kv為垂向滲透率，D；Kh為水平滲透率，D；Krw(Sw) 為目前含水飽和度對應的水相相對滲流率，f；Kro(Sw) 為目前含水飽和度對應的油相相對滲流率，f；μo為地層原油黏度，mPa·s；μw為地層水黏度，mPa·s；ρw為地層水密度，kg/m3；pi為注水井井底流壓，Pa；pw為生產井井底流壓，Pa；g為重力加速度，取9.8 m/s2。

參考秦皇島32-6油田西區底水油藏實際物性參數，結合式(7)、(8)建立了注采比IWR、波及系數Ev與井距之間的理論圖版(圖6)。從圖6可以看出，注入水波及系數隨著注采比的增加而增加，并且存在著拐點，即當波及系數Ev=0.5時，表示注入水橫向波及到生產井時垂向開始流入底水；當注采比IWR≥1時，注入水才能有效補充能量。以波及系數Ev=0.5及注采比IWR=1為界，將理論圖版劃分為4個區域。第1個區域：波及系數Ev<0.5、注采比IWR>1，該區域注入水以保壓作用為主；第2個區域：波及系數Ev≥0.5、注采比IWR≥1，該區域注入水保壓作用及驅油作用都較強，屬于注水高效區；第3個區域：波及系數Ev<0.5、注采比IWR<1，該區域注入水保壓作用及驅油作用都較弱，屬于注水低效區；第4個區域：波及系數Ev≥0.5、注采比IWR≤1，該區域注入水以驅油作用為主。

圖6 底水油藏注采比與波及系數理論圖版 (地層原油黏度260 mPa·s)Fig .6 Theoretical chart between IWR and sweep efficiency for a reservoir with bottom water(underground oil viscosity 260 mPa·s)

應用該理論圖版，可以根據油田目前實際的注采井距調整油田的注采比，使注入水由保壓為主轉變為以驅油為主。還可根據目前油田的注采比，并結合波及系數對注采井距進行優化，從而得到底水稠油油藏注水開發的最優井網密度，為稠油底水油藏開發后期制定相應的調整方案提供理論依據。3.2 注水強度與波及系數理論圖版的建立

注水強度Qwh為

(9)

式(9)中：Qwh為注水強度，m3/m。

為了更好地研究底水油藏注水開發中的注水強度與波及系數之間的關系，應用上述相同的方法研究井距、注水強度與波及系數之間的關系，將式(3)、(5)代入式(9)，整理簡化后可得到注水強度與體積波及系數之間的關系式，即

1) 當Ev<0.5時

(10)

2) 當Ev≥0.5時

(11)

參考秦皇島32-6油田西區底水油藏實際物性參數，結合式(10)、(11)建立了注水強度Qwh、波及系數Ev與井距之間的理論圖版(圖7)。從圖7可以看出，波及系數同樣隨著注采強度的增加而增加，并存在著拐點。以波及系數Ev=0.5為界，將圖版劃分為2個區域。第1個區域：波及系數Ev≥0.5，該區域為波及高效區；第2個區域：波及系數Ev<0.5，該區域為波及低效區。應用注水強度與波及系數的理論圖版，可以根據目前的井距調整水井注水強度提高波及系數，使注入水從波及低效區調整至波及高效區，從而達到注好水的標準。

圖7 底水油藏注水強度與波及系數理論圖版 (地層原油黏度260 mPa·s)Fig .7 Theoretical chart between water injection intensity and sweep efficiency for a reservoir with bottom water (underground oil viscosity 260 mPa·s)

3.3 研究區注水定量優化調整技術界限的確定

油田在生產開發時，隨著開發條件的不同，會出現高注采比、低注水強度的情況，或低注采比、高注水強度的情況，因此，注采比與注水強度的理論圖版需要相互結合，才能更好地對稠油底水油藏定量注水進行優化調整，從而使注入水驅油作用最大化。

最終，根據注采比及注水強度的理論圖版，參考地層破裂壓力，并結合秦皇島32-6油田工程上的實際情況，確定了秦皇島32-6油田西區底水油藏注水定量優化調整的技術界限(表1)。

表1 秦皇島32-6油田西區底水油藏注水定量優化調整 技術界限Table 1 Technical limits of quantitative water injection in the west block of QHD32-6 oilfield

4 實例應用

選取秦皇島32-6油田西區儲層發育穩定且連續性較好的F8井組進行底水油藏注水先導試驗(圖8)。F8井組井距350 m，注采比最高0.97。根據建立的理論圖版可知該井注入水的波及系數為0.31，小于0.5且流動形態為“漏斗形”，表示注入水垂向流入底水時在橫向上并未到達生產井井底，大部分注入水僅僅起到保持地層能量的作用，使F14與F29井的日產液維持穩定。

圖8 秦皇島32-6油田西區F8井組示意圖Fig .8 Schematic of F8 well group in the west block of QHD32-6 oilfield

根據底水油藏定量注水理論圖版(圖6、7)，2015年5月對F8井進行增注調整，調整后F29、F14與J10H井的日產液水平較以前均有增加，且F8井增注初期F14與F29井的單井日增油量達到10m3(圖9)，注水調整效果顯著，不僅有效減緩了產量遞減，也為后續提液奠定了能量基礎。這表明，本文研究成果在儲層相對落實且連通性好的區域具有較高的適用性，有效指導了秦皇島32-6油田西區稠油底水油藏的綜合調整，實現了對該區域稠油底水油藏剩余油的精細挖潛。

圖9 秦皇島32-6油田西區F8井組注采曲線Fig .9 Performance graph of F8 well group in the west block of QHD32-6 oilfield

5 結論

1) 利用恒壓注水裝置進行的室內實驗研究表明，隨著射孔個數增加，注入水流動形態由“漏斗形”向“鐘形”轉變，隨著注入壓力的增加橫向波及速度逐漸減小，而垂向波及速度變化不大。

2) 建立了秦皇島32-6油田西區底水稠油油藏注采比與波及系數理論圖版，利用該圖版可以得到底水稠油油藏注水開發的最優井網密度；建立了注采強度與波及系數理論圖版，應用該圖版可以調整水井注水強度提高波及系數，使注入水從波及低效區調整至波及高效區，從而達到注好水的標準。

3) 根據注采比及注水強度的理論圖版，參考地層破裂壓力及工程因素，確定了秦皇島32-6油田西區底水油藏注水定量優化調整的技術界限。應用該技術界限對秦皇島32-6油田西區進行了先導實驗，調整后單井增油量達到10 m3/d，且日產液緩慢增加，為后續提液奠定了能量基礎，有效減緩了產量遞減。

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(編輯：楊 濱)

Quantitative optimization of water injection for Bohai heavy oil reservoir with bottom water:a case study of the west block of QHD32-6 oilfield

LONG Ming XU Yanan YU Dengfei LI Jun ZHOU Yanbin YANG Lei

(BohaiOilfieldResearchInstitute,TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300459,China)

How to optimize water injection and improve its efficiency during the development of Bohai heavy oil reservoir with bottom water is always a problem.The flow patterns of the injected water under different injection conditions are studied with a constant pressure water injection device.According to the basic principle of percolation mechanics, the relationship between water injection coefficient, water injection intensity, injection-production ratio and well spacing of heavy oil reservoir with bottom water is studied with gravity force consideration, and the theoretical plates of injection ratio and water injection intensity with sweep coefficient are established.According to the plates, the technical limit of the quantitative adjustment of water injection in the bottom water reservoir of the west block of QHD32-6 oilfield is put forward by referring to the formation fracture pressure and engineering factors.The pilot experiment in F8 injection and production well group in QHD32-6 oilfield is carried out.The result shows that oil increment of single well is 10 m3/d and the daily production liquid increases slowly, effectively reducing production decline of bottom water reservoir, which provides technical guarantee for the comprehensive adjustment scheme of the west block of QHD32-6 oilfield.

Bohai sea; heavy oil reservoir with bottom water; sweep coefficient; water injection intensity; injection-production ratio; well spacing; quantitative optimization of water injection; technical limit of adjustment; west block of QHD32-6 oilfield

龍明，男，工程師，2013年畢業于中國石油大學(北京)并獲博士學位，主要從事油氣田開發地質及油藏工程方面的研究工作。地址：天津市濱海新區海川路2121號B座1327 (郵編：300459)。E-mail：longming@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)04-0091-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.04.011

TE345

A

2016-11-03 改回日期：2017-01-11

*“十三五”國家科技重大專項“海上稠油油田開發模式研究(編號：2016ZX05025-001)”部分研究成果。