提高稠油底水油藏轉注井注水效率研究

張吉磊，羅憲波，張運來，何逸凡，周焱斌

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300459）

0 引言

注水作為油田高效開發的重要手段，對保持地層壓力和油田穩產至關重要，在國內外油田得到廣泛的應用。關于底水油藏注水，眾多學者從不同的角度進行了大量的研究［1-7］。鄭小杰等［8］對地層能量相對不強的底水油藏進行了注水開發可行性論證，認為底水油藏注入水波及范圍小，采出水主要為地層水，驅油效果不明顯。程秋菊等［9］利用數值模擬、流線模擬和虛擬示蹤劑技術等方法對底水油藏注入水的驅替路徑進行了研究，認為底水油藏大部分注入水優先流向底水區，表現出補充底水能量的作用。張吉磊等［10］針對隔夾層發育的底水油藏，提出了依托隔夾層分段注水技術，提高了夾層發育稠油底水油藏注入水的驅油效果。

與直接投注注水井相比，轉注井具有較長的生產歷史，已形成優勢滲流通道，導致轉注后注入水沿優勢滲流通道直接流入底水，形成無效水循環。現有的對底水油藏轉注井注水的研究均未考慮長期大液量沖刷引起的儲層物性變化，如何提高底水油藏轉注井注入水的驅油效果，一直是底水油藏注水未能突破的難點。眾多學者針對如何抑制采油井底水錐進進行了大量的研究。李傳亮［11］提出對采油井打隔板抑制底水錐進。劉彥成等［12］利用李傳亮提出的隔板理論，推導出堵劑注入的合理位置。范鳳英［13］針對次生底水油藏采油井底部采用化學凝膠移動式彈性隔板堵底水。吳長胤等［14］利用聚合物樹脂凝膠體系為主體開展了重復封堵技術研究。黃凱等［15］利用壓降漏斗原理，提出了壓降漏斗法封堵大孔道技術。劉玉章等［16-17］通過在優勢滲流通道利用側鉆水平井進行置膠成壩，實現了液流轉向。針對底水油藏轉注井如何擴大注水波及體積的研究還處于探索階段。

筆者考慮注水井轉注前后長期大液量沖刷下儲層物性的變化，對直接投注注水井與轉注井注水流線的差異進行分析，進一步探討通過對轉注井滲透率錐體型變化帶底部進行“置膠成壩”以擴大轉注井注水波及體積，進而提高底水油藏轉注井水驅效率，改變稠油底水油藏轉注井注水驅油效果差的現狀，以期為相似油田的高效開發提供技術支撐。

1 油藏地質特征及注水現狀

1.1 油藏地質特征

渤海Q油田位于渤海中部海域，是典型的大型河流相稠油底水油藏。油藏埋深淺，儲層膠結疏松，物性好，平均孔隙度為35%，平均滲透率為3 000 mD，屬高孔、高滲儲層。儲層巖性主要為中—細砂巖及粉砂巖，石英、長石及巖屑的質量分數分別為43%～50%，28%～34%和15%～21%。填隙物主要為雜基和膠結物，質量分數為10%～20%，平均為14%，其中雜基以泥質為主，主要為伊/蒙混層，平均質量分數為64%，另見伊利石、高嶺石及少量綠泥石。膠結物主要為成巖早期階段形成的菱鐵礦，質量分數一般在1%以內。地層原油黏度為260 mPa·s，底水水體倍數為10～30倍。油藏地層壓力為11.30 MPa，油田的壓力系數為0.99～1.03；油藏溫度為 60.0℃，地溫梯度為3.50℃/100 m，屬于正常溫度和壓力系統。地層原油密度為0.882～0.936 g/cm3，飽和壓力為4.06～9.94 MPa。地層水為NaHCO3型，氯離子質量濃度約為230 mg/L，平均礦化度約為4500 mg/L，pH值在7左右。

1.2 注水開發現狀

渤海Q油田于2002年投產，初期利用定向井天然能量開發稠油底水油藏，導致含水率上升快，產量遞減幅度大。綜合調整方案設計通過改變井型，采用“定向井注水+水平井采油”的注水開發方式改善開發效果。目前已轉注定向注水井34口，階段注采比為1.0，累計注采比為0.7，地層能量穩中略有提升。轉注前平均產液量為400 m3/d，累計產出液為140萬m3；轉注后平均注水量為800 m3/d，累計注入水160萬m3，水平采油井平均產液量為1 000 m3/d，累計產出液150萬m3，但是定向井轉注后，驅油效果差，僅流壓緩慢上升，注入水主要表現出補充能量的作用。文獻調研結果表明：對于正韻律儲層而言，大部分注入水主要表現為補充底水能量的作用［4］。根據實際動態響應特征，結合流線模擬方法，對底水油藏注入水的波及體積進行了分析，得出大部分注入水主要流向底水區（圖1），用于補充底水能量，再通過采油井提液產出，造成注入水的無效循環，導致驅油效果不明顯。

圖1 轉注井注入水流向示意圖Fig.1 Schematic diagram of injected water flow direction in transfer injection well

2 轉注井注水驅油效果差原因分析

根據渤海Q油田油藏地質參數，建立流線理論模型，研究正韻律稠油底水油藏直接投注注水井和油井轉注井的水驅波及體積，分析轉注井與直接投注注水井注入水的流線分布特征。

網格選取 50×50×20，長度為 10 m×10 m×1 m，水平滲透率為3000 mD，Kv/Kh取0.1，孔隙度取30%，巖石和流體性質取渤海Q油田實際參數。生產井水平段長度為300 m，注采井距為200 m，油層厚度為12 m，采油井工作制度設置產油量為60 m3/d，產液量為800 m3/d，直接投注注水井注水量為800 m3/d，轉注井轉注前以產液量600 m3/d生產5 a，轉注后注水量為1 000 m3/d。

文獻調研［18-19］結果表明，經過長期大液量沖刷后，儲層中膠結物被帶出，蒙脫石、伊/蒙混層等黏土礦物減少，導致填隙物含量減少，面孔率增大，使孔喉結構發生變化。儲層孔隙度增大8%～10%，滲透率增大50%～200%，孔喉半徑中值增大60%～90%。結合實鉆過路井資料統計，強水洗（沖刷）部位的平均滲透率較原始滲透率增大了2倍，尤其是在注水井周圍和靠近定向采油井井底附近，較原始滲透率增大了5倍以上。儲層物性的變化規律主要表現為：水錐外儲層滲透率處于原始狀態；水錐內平面上定向井井點底部滲透率增幅最大，靠近水錐邊部增幅逐漸減小；縱向上，底部滲透率增幅最大，靠近油層頂面，滲透率增幅最小。

選取渤海Q油田90多塊巖心，模擬在不同驅替倍數下儲層物性的變化規律，回歸出滲透率變化倍數MK隨驅替倍數R之間的變化關系。

模型中轉注井水錐滲透率的設置滿足滲透率變化倍數與驅替倍數之間的變化關系［式（1）—（2）］。從注入水流線分布模擬結果（圖2）可看出，直接投注注水井沿井筒流線分布較均勻，水錐分布較大［圖2（a）］，而轉注井由于受到長期大液量的沖刷，井筒底部已經形成優勢滲透通道，或儲層物性變化帶，轉注后注入水仍然沿滲流通道流入底水中，流線分布主要集中在轉注井井筒中下部［圖2（b）］，導致轉注井的注入水波及體積遠小于直接投注注水井波及體積。

因此，轉注井注入水驅油效果差的原因是定向井轉注后注入水受正韻律及大液量沖刷的影響，注入水在“錐體型變化帶—底水區—生產井波及區”形成“U”形管式無效循環。

圖2 注入水流線模擬示意圖Fig.2 Simulation diagram of streamline of injected water

3 “置膠成壩”技術原理及關鍵參數分析

3.1 “置膠成壩”技術原理

根據轉注井注入水驅油效果差的原因，提出了“置膠成壩”技術擴大轉注井注水波及體積［16-17］（圖3）。其原理是利用化學堵劑［20-21］，對轉注井井筒附近的滲透率錐體型變化帶底部進行封堵，改變“U”形管竄流形態，迫使注入水流向未波及區，擴大注入水波及體積。

圖3“置膠成壩”后注入水流向示意圖Fig.3 Schematic diagram of injected water flow direction after“gel dam”

3.2 “置膠成壩”技術關鍵參數分析

通過建立理論模型，對轉注井“置膠成壩”的壩體厚度、時機和極限驅油井距等關鍵參數進行了敏感性分析，其中默認轉注井水錐半徑為“置膠成壩”的壩體寬度，超過水錐半徑，由于水錐外部儲層物性較水錐內部差，壩體難以建立。

3.2.1 壩體厚度

壩體厚度的優選是“置膠成壩”能否實施的關鍵經濟因素，壩體厚度過大，則無法滿足油藏注水量的需求，同時需要投入的化學劑量較大，經濟效益差。因此，方案設計油層厚度為12 m，注采井距為200 m，井組內水平生產井含水率為80%，選取壩體厚度分別為0 m，1 m，2 m和4 m，通過流線模擬技術，研究不同壩體厚度對累計產油量的影響。

從不同壩體厚度注入水流線模擬結果（圖4）可以看出：當壩體厚度為1 m時，注入水流線沿井筒分布呈現“底密上疏”的特征［圖4（a）］，底部注入水易竄流到底水中，實際起驅油作用的注入水占比相對較小；當壩體厚度為2 m時，注入水流線沿井筒分布呈“均勻推進”的特征［圖 4（b）］，注入水波及體積最大；當壩體厚度為4 m時，注入水流線沿井筒分布呈“均勻推進”的特征［圖4（c）］，但由于吸水厚度減小，平面推進能量相對較弱，無法克服重力的影響，致使靠近生產井上部剩余油無法波及。

圖4 不同壩體厚度注入水流線模擬示意圖Fig.4 Simulation diagram of streamline of injected water with different dam thickness

從不同壩體厚度與累計產油量的關系曲線（圖5）可以看出，“置膠成壩”初期，隨著壩體厚度的增大，累計產油量逐漸增加，當壩體厚度為4 m時，累計產油量增幅最大。其原因是“置膠成壩”封堵了原有的滲流通道，迫使注入水流向未波及區，提高了轉注井的注水效率。當壩體厚度為4 m時，中后期增油量逐漸減緩，這主要是由于隨著壩體厚度的增加，初期注入水驅油效果明顯，后期由于壩體厚度過大，剩余油層厚度無法滿足注水量的需求。相對于整個開發階段，當壩體厚度為2 m時，開發效果最優，與未進行“置膠成壩”相比，累計增油量幅度達到45%，其原因是一方面對滲透率錐體型變化帶進行了有效封堵，另一方面剩余油層厚度能夠滿足注水量的需求，兩者達到協同效應，使注水效率最大化。

3.2.2 “置膠成壩”時機優選

方案設計油層厚度為12 m，注采井距為200 m，壩體厚度設置為2 m，分別在水平井不同含水時期（80%，90%和95%），對轉注井進行“置膠成壩”。通過流線模擬技術，研究不同“置膠成壩”時機對累計產油量的影響。

圖5 不同壩體厚度與累計產油量關系曲線Fig.5 Relationship between accumulated oil production and different thicknesses of dam

從不同“置膠成壩”時機注入水流線模擬結果（圖6）和不同置膠成壩時機與累計產油量關系曲線（圖7）可以看出，隨著含水率的增加，“置膠成壩”的效果逐漸變差，當含水率為95%時，注入水波及效果最差。這是由于含水率越高，水脊內的沖刷越嚴重，縱向上底水的推進速度要遠遠大于平面上注入水的推進速度。因此，“置膠成壩”越早實施，轉注井注入水驅油效果越明顯。

3.2.3 極限驅油井距優選

方案設計油層厚度為12 m，“置膠成壩”時機為井組水平井含水率80%，壩體厚度設置為2 m，分別在不同極限注采井距（150 m，200 m，250 m和300 m）條件下，通過流線模擬技術，研究不同極限驅油井距條件下“置膠成壩”對累計產油量的影響。

圖6 不同“置膠成壩”時機下注入水流線模擬示意圖Fig.6 Simulation diagram of streamline of injected water with different water cut

圖7 不同“置膠成壩”時機與累計產油量關系曲線Fig.7 Relationship between accumulated oil production and different water cut

從不同注采井距“置膠成壩”注入水流線模擬結果（圖8）可以看出，注采井距越小，“置膠成壩”效果越好。當注采井距為150 m時，注入水流線呈“近活塞式驅油”的特征，驅油效果最好［圖8（a）］；當井距為200 m時，注入水流線呈“均勻推進”的特征，注入水與底水達到協同效應，波及體積達到最大化［圖8（b）］；當注采井距大于200 m時，注入水重新形成了滲流通道，無法波及到采油附近中上部的剩余油［圖 8（c），（d）］。

從不同注采井距“置膠成壩”與未“置膠成壩”累計產油量對比（圖9）可以看出，當注采井距為150 m時，累計產油量提高幅度為14.6%，這是由于注水井的水錐半徑與水平井的水脊半徑之和遠大于注采井距，注入水處于驅油狀態，只在井間頂部富集少量剩余油，“置膠成壩”后，累計產油量提高幅度較小；當注采井距為200 m時，累計產油量增幅最大，達到45.0%，這是由于“置膠成壩”后，增加了注入水水平方向的驅替，使注入水與底水達到協同效應，波及體積達到最大；當注采井距大于200 m，隨著井距的增加，“置膠成壩”的效果逐漸變差，累計產油量提高幅度僅為4.0%左右，這是由于井距過大，注入水受正韻律及重力作用影響重新形成新的優勢滲流通道，導致注入水主要流向底水區，無法波及到采油井附近中上部的剩余油。因此，“置膠成壩”的極限驅油注采井距為200 m。

圖8 不同注采井距“置膠成壩”注入水流線模擬示意圖Fig.8 Simulation diagram of streamline of injected water with different injection-production well spacing

圖9 不同注采井距“置膠成壩”與未“置膠成壩”累計產油量對比Fig.9 Comparison of accumulated oil production between gel dam with different injection-production well spacing and non-gel dam

3.3 壩體厚度影響因素分析

3.3.1 油層厚度對壩體厚度的影響

方案設計井組水平井含水率為80%，井距為200 m，研究了不同油層厚度（8 m，10 m，12 m，14 m，16 m，18 m和 20 m）條件下，不同壩體厚度（0 m，1 m，2 m，3 m和4 m）對累計產油量的影響，得出了不同油層厚度下“置膠成壩”的最佳壩體厚度圖版（圖10）。從圖10可以看出，隨著油層厚度的增加，“置膠成壩”的最佳壩體厚度逐漸增加，當油層厚度為8～14 m時，實施“置膠成壩”的最佳壩體厚度為2 m；當油層厚度為14～20 m時，最佳壩體厚度為3～4 m。

圖10 不同油層厚度下“置膠成壩”的最佳壩體厚度圖版Fig.10 Optimum thickness chart of gel dam with different reservoir thickness

3.3.2 含水率對壩體厚度的影響

方案設計油層厚度為10 m，井距為200 m，研究了不同含水率（80%，90%和95%）對壩體厚度的影響。從圖11可看出，含水率對“置膠成壩”的壩體厚度影響較小，其主要原因是含水率越高，水脊內的沖刷越嚴重，縱向上底水的推進速度要遠遠大于平面上注入水的推進速度。且隨著含水率的增加，“置膠成壩”的效果逐漸變差，與單因素分析的結果具有一致性。

圖11 井組含水率對壩體厚度的影響Fig.11 Influence of well group water cut on dam thickness

4 應用成果及展望

渤海Q油田底水油藏是典型的正韻律沉積的砂巖油藏，以E07井為先導試驗井組。該井油層厚度為13 m，測井曲線呈“鐘型”，從自然伽馬和自然電位測井曲線來看正韻律特征明顯，測井解釋泥質質量分數高達8.4%（圖12）。周邊有3口受益油井（E10 H，E26 H和E27 H），注采井距分別為189 m，212 m和231 m。目前井組產油量為73 m3/d，含水率為91.8%。E07井于2002年投產，平均產液量為450 m3/d，累計產出液為184萬m3。2014年7月該井轉注，轉注后平均注水量為1 000 m3/d，累計注水量為140萬m3。通過數值模擬分析，該井組剩余地質儲量為54萬m3，具備實施“置膠成壩”的物質基礎。根據研究成果，2018年4月，對轉注井E07井實施“置膠成壩”措施，設計壩體厚度為2 m，壩體半徑為75 m。該井在實施措施后，井組產油量達到113 m3/d，含水率為91.3%（表1），取得了很好的增油效果。截至2018年12月，該井組已累計增油0.98萬m3，先導試驗的成功實施，證實“置膠成壩”可以有效擴大注入水波及體積，提高了轉注井的水驅效率。

圖12 E07井測井解釋成果圖Fig.12 Logging interpretation result of well E07

表1 轉注井“置膠成壩”措施前后生產現狀對比Table 1 Comparison of production status before and after the measures of glue dam in transfer injection well

在該技術的指導下，渤海Q油田預計可實施“置膠成壩”措施10井次，方案實施后，預計增加可采儲量53.2萬m3，改變了稠油底水油藏轉注井注入水驅油效果差的現狀。

5 結論及認識

（1）提出利用“置膠成壩”提高轉注井水驅效率新技術。壩體厚度、時機和極限驅油井距是影響“置膠成壩”效果的關鍵因素，“置膠成壩”越早實施，轉注井注入水驅油效果越明顯，極限驅油井距為200 m，壩體厚度為2 m時，注入水波及體積最大，開發效果最優。

（2）油層厚度和含水率對壩體厚度的影響非常明顯，隨著油層厚度的增加，“置膠成壩”的最佳壩體厚度逐漸增加，隨著含水率的增加，“置膠成壩”的效果逐漸變差。

（3）先導試驗表明，“置膠成壩”技術可有效擴大注入水波及體積，改變了稠油底水油藏轉注井注入水驅油效果差的現狀，提高了轉注井的水驅效率。