復雜斷塊BZ油田合理注采比研究

王 雨，陳存良，楊 明，劉美佳，黃 琴

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復雜斷塊BZ油田合理注采比研究

王 雨，陳存良，楊 明，劉美佳，黃 琴

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300459）

目前，BZ油田S–1區塊注采矛盾越來越明顯，累計注水虧空量大，導致地層壓力下降，地層壓力保持水平低，油田開發效果差。為此，運用數值模擬法和Logisitic生命旋回數學模型，研究了不同含水條件下油田的合理注采比，并建立了不同含水率下合理注采比的圖版。研究結果表明，利用Logisitic生命旋回數學模型求得S–1區塊合理注采比為1.22；利用數值模擬模型求得合理注采比為1.2～1.3。

BZ油田；復雜斷塊油田；合理注采比

合理注采比是反映油田注采平衡的關鍵指標，是規劃設計油田合理注水量的重要依據。確定合理注采比需要考慮區塊的地質特點，使平面和層間的注水達到均衡，同時處理好地層壓力和含水上升之間的矛盾。油田進入中高含水期后，穩產難度越來越大，如何注好水、注夠水成為制約油田開發的難題。為了做到穩油控水，大多數油田都在尋找合理的注采比。對于復雜斷塊油田，斷層與構造的復雜性導致平面及縱向的注水分配不均勻，注水工作存在一定的難度。目前，國內關于合理注采比的確定，主要有水油比法、物質平衡法、多元回歸法等，但這些方法都存在一定局限性，并不能完全應用于復雜斷塊油田的整個開發過程。因此，復雜斷塊油田合理注采比的研究對指導油田精細注水具有重要的意義[1–3]。

1 BZ油田概況及開采現狀

BZ油田為復雜斷塊油田，主力含油層系為明下段II、明下段III和明下段IV油組。該油田屬于中高孔滲，平均孔隙度為28.0%，平均滲透率552.2×103μm2，原油黏度為1.52～12.70 mPa·s，為中輕質原油。

BZ油田S–1區塊于2008年3月27日投產，目前有采油井15口、注水井8口，日產油638 m3，累產油234.28×104m3，綜合含水率75.1%，采出程度28.4%。2014年，由于水源井故障以及部分注水井井口壓力偏高，注水井達不到配注量，區塊不能保持合理注采比，導致地層壓力下降，地層壓力保持程度僅為70%，并且地層壓力呈逐年下降的趨勢。2017年，通過微壓裂、解堵等措施，注水井注水量得到保證。在加強注水恢復地層壓力的同時，還需要對油田注采比的合理性進行論證。

2 應用油藏工程方法確定合理注采比

以翁氏模型為依據[4–5]，建立S–1區塊油藏綜合含水與累積耗水量、綜合含水與累積水油比的數學模型，從而推導出合理注采比的關系式。

Logistic生命旋回的數學模型為[6]：

累計耗水率為采出1 m3油所需要消耗的注水量，用下式表示：

累積水油比為每采出1m3油的產水量，用下式表示：

對上邊兩式兩邊取自然對數，則：

推導出合理注水量的表達式[7–10]：

S–1區塊目前含水率為82%，經計算合理注采比為1.22；當含水率為98%時，得到極限注采比為1.35。因此，建議S–1區塊采取加強注水的方式來恢復地層壓力。按目前該井區的采油速度3%計算，注水量約為1 800 m3/d。

圖1 注采比與綜合含水率關系曲線

圖2 不同采油速度下合理注水量曲線

3 應用數值模擬方法確定合理注采比

為了進一步論證油藏合理注采比的指標，采用數值模擬手段進行研究，并對常規油藏工程方法的研究結果進行驗證。

根據BZ油田S–1區塊地質油藏特點，建立了2注3采的邊水模型，水平滲透率為500×10–3μm2，縱向滲透率與水平滲透率之比為0.1，孔隙度為25.0%，地層深度為1 300 m，地層壓力13.0 MPa。設置5個計算方案，注采比分別為1.05、1.1、1.2、1.3和1.4。

從圖3~圖5中可以看出，注采比為1.05和1.1時，地層壓力恢復緩慢，部分油井滿足不了定產液量生產的條件，導致最終采出程度較低；注采比為1.4時，油井含水上升速度加快，油井過早水淹關井，導致生產年限變短，嚴重影響開發效果。綜上所述[16–20]，建議合理注采比為1.2~1.3。

以上兩種方法的計算結果基本一致，表明常規油藏工程方法確定的合理注采比是可行的。

圖3 不同注采比壓力恢復曲線

圖4 不同注采比綜合含水率曲線

圖5 不同注采比采出程度曲線

4 礦場應用

S–1井區1425砂體是一個邊水油藏，部署了2注3采5口井，儲層厚8.8 m，地層滲透率580×10–3μm2。2014年1月1日，該砂體日產油80 m3，含水率63.2%，注采比0.72，累計注采比0.86，地層壓力12.4 MPa，地層長年虧空，嚴重影響了該砂體的開發效果。

根據式（8），可得1425砂體的極限注采比為1.35，作出注采比與含水率關系曲線（圖6），從中可以看出，1425砂體的實際注采比小于理論注采比，按照此方式生產，地層虧空會進一步加大。2015年6月對生產井A23實施轉注，轉注后該砂體地層壓力回升，遞減明顯減緩。目前，1425砂體實際注采比為1.20，根據圖版計算得到合理注采比為1.22，基本能滿足生產要求。

圖6 合理注采比與含水率關系曲線

5 結論與認識

（1）根據Logisitic旋回理論和油藏工程方法結合，確定了復雜斷塊油田在一定含水率、一定產量條件下的合理注采比及合理注水量，建立了不同含水率條件下合理注采比圖版，可有效指導高含水后期的水驅開發調整。

（2）根據BZ油田S–1區塊2注3采的數值模型，分析不同注采比下砂體的壓力恢復和含水率的變化情況，得到該區塊應以注采比1.2~1.3生產。

（3）結合理論圖版和數值模擬分析，S–1區塊1425砂體的合理注采比為1.22。

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Reasonable injection-production ratio of a complex fault block in BZ oilfield

WANG Yu, CHEN Cunliang, YANG Ming, LIU Meijia, HUANG Qin

(Bohai Oilfield Research Institute, Tianjin Company of CNOOC (China) Co., Ltd., Tanggu, Tianjin 300459, China)

At present, the contradiction between injection and production is becoming more obvious in S-1 block of BZ oilfield. The large accumulative water injection deficit leads to the decline of formation pressure, low formation pressure and poor oilfield development effect. Therefore, by using numerical simulation and Logisitic life cycle mathematical model, the reasonable injection-production ratio of oilfield under different water cut conditions was studied and the drawing plates of the reasonable injection-production ratio under different water cut conditions were established. The results show that the reasonable injection-production ratio of S-1 block obtained by Logisitic life cycle mathematical model is 1.22, and the reasonable injection-production ratio obtained by numerical simulation model is 1.2~1.3.

BZ oilfield; complex fault-block oilfield; reasonable injection-production ratio

1673–8217（2019）02–0092–04

TE341

A

2018–07–28

王雨，工程師，1988年生，2014年畢業于長江大學油氣田開發專業，現從事油氣田開發研究工作。

國家科技重大專項“渤海油田加密調整及提高采收率油藏工程技術示范”（2016ZX05058001）。

編輯：黃生娣