渤海S油田細分注水合理界限的研究

魏 舒,李凌宇,鄧景夫,張國浩,張俊廷

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

細分注水[1]指盡量將油層性質相近的小層放在一個防砂段內注水，其作用是減輕不同性質油層之間的層間干擾，是高含水期油藏改善注水效果、提高水驅采收率[2]的有效措施之一。

目前，細分注水技術在國內陸地油田[3-6]已獲得推廣應用。克拉瑪依油田20世紀50年代就開始應用分層注水技術，冀東油田也進行了相關試驗。在早期分注后大慶油田又陸續對各層系進行細分調整，如喇嘛甸油田細分注水試驗、杏北油田“666”細分注水標準，為穩油控水奠定了基礎，經濟效益顯著提高。國外油田[7]也進行過相關試驗探索，如羅馬什金油田細分層系高壓注水試驗。但是，關于海上油田相關研究還比較缺乏。

海上油田受經濟產量的限制，采用大井距和多層合注合采的開發方式，隨開發時間延長，層間干擾會越來越嚴重[8-10]。渤海S油田作為海上多層常規稠油油田，在注采結構調整[11]和細分層系后，注水井仍存在注水層段厚度大、小層數多、儲層非均質性強的問題。因此，我們綜合油藏數值模擬、測試資料統計和經濟評價，針對海上多層常規稠油油藏細分注水的合理界限展開研究。

1 細分注水影響規律研究

使用S油田數據建立機理模型，采用油藏數值模擬的方法從動靜態兩個方面研究細分注水的影響因素[12-15]，包括儲層韻律性、原油粘度、滲透率級差、注水層段小層數和細分注水時機。模型網格數為21×21×9，橫向步長為DX=DY=35m，縱向上五個小層間設有4個隔層，小層厚8m，隔層厚2m，無邊底水。

模型中基本參數、PVT數據以及相對滲透率曲線均采用S油田數據。為了便于對比，設置模擬結束條件：當油田綜合含水率達到98%，單井產油量低于5m3/d時，模擬停止。根據數值模擬結果，確定了影響細分注水合理界限的主控因素:儲層非均質性(滲透率級差)和注水層段小層數，具體結果見表1。

表1 細分注水影響規律研究結果

2 合理技術界限的確定

在油價為36.23美元/桶的條件下，以細分注水有經濟效益為劃分依據，油藏數值模擬研究表明：S油田原油粘度屬于細分注水有經濟效益的范圍之內；當滲透率級差高于5.0、注水層段小層數低于5層時細分注水有經濟效益，以原油粘度和滲透率級差為例，如圖1所示。

圖1 油藏數值模擬確定細分注水合理界限圖版

通過現場實際測試資料統計分析，以層段動用程度大于75%為劃分依據，得到油田在Ⅰ類開發水平下的細分注水合理界限圖版，以注水層段小層數為例，如圖2所示。

最終，經過綜合研究分析，提出海上多層常規稠油油藏細分注水合理技術界限：注水層段之間分布有穩定隔層；注水層段小層數小于5層；注水層段內滲透率級差小于5.0；注水層段內砂巖有效厚度小于16.0m。

圖2 注水效果影響因素確定細分注水合理界限圖版

3 細分注水實際礦場應用

2016年11月，對細分層系試驗區一口注水井B1井進行分層調配，分層調配前B1井為合注，分層調配后B1井為4段分注，各層段參數均低于細分注水界限。由B1井與其受效油井O1井生產曲線可以看出，分層調配之后，O1井日產油增加近15m3，含水率降低近6個百分點，降水增油效果較好(圖3)。

因此，據細分注水合理界限，對一口新打調整井B2井進行細分注水。其中，B2井的有效生產厚度為52.1m，共細分為4段。由于S油田各小層展布較穩定，通過對比B2井與未進行細分注水的鄰井B3井的分層數據，認為兩者儲層特征相似，可比性較強。

圖3 注水井B1井與油井O1井生產曲線圖

根據兩口注水井的吸水剖面數據(圖4)可以看到，經過細分注水之后的注水井，吸水層數增加5個小層，吸水砂巖厚度比例提高60%左右，且整井各個小層吸水較為均衡。

綜上認為，細分注水合理界限適用性較強，并可進一步推廣至其它海上油田。

圖4 B2井和B3井各小層相對吸水量對比圖

4 結論

(1)通過油藏數值模擬機理研究,篩選出儲層非均質性、注水層段小層數作為細分注水合理界限的量化因素。

(2)結合油藏數值模擬法、測試資料統計分析和經濟評價，確定了海上多層常規稠油油藏在油價為36.23美元/桶時的細分注水合理界限：注水層段之間分布有穩定隔層；注水層段小層數大于5層；注水層段內滲透率級差大于5.0；注水層段內砂巖有效厚度大于16.0m。

(3)分析S油田實際礦場應用效果，認為細分注水合理界限適用性較強，并可進一步推廣至其它海上油田。