渤海Q 油田復雜底水油藏高含水期精細注水研究

章 威，張吉磊，龍 明，歐陽雨薇，周焱斌

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

底水油藏油井見水早、產量遞減大，很快就進入到高含水期，且開發效果比較差[1]。目前，注水是最經濟、最有效地改善底水油藏開發效果的途徑之一。以往針對底水油藏注水開發的研究，主要以注水保持地層壓力為主，而對注水驅油的研究甚少[2-4]。為此，本文以渤海Q 油田西區為研究區，基于該區塊局部夾層（不滲透）發育的特征[5-8]，總結出三種夾層模式下的最優注水方式及注采比，提出依托夾層實施定向井層內分段注水的思路，實現了底水油藏通過注水不僅可以維持地層壓力，還可起到較好的驅油效果。

1 油藏概況

渤海Q 油田西區是位于渤海灣中部海域的河流相砂巖稠油底水油藏。該區塊構造幅度低，油柱高 度8～20 m；儲層屬于曲流河沉積，油層內部局部夾 層比較發育；屬于高孔高滲儲層，平均孔隙度30%，平均滲透率3 000×10-3μm2；地層原油黏度大，為260 mPa·s；屬于巖性構造底水油藏，水體倍數為20～30 倍，油藏原始地層壓力11.3 MPa，飽和壓力4.6 MPa。

該區塊于2002 年投產，投產早期采用天然能量開發，地層壓力逐年下降。2009 年開始注水開發，主要采用“定向井注水+水平井采油”的排狀井網進行開發（圖1）。截至2018 年，注水開發油藏地層壓力穩定在9.1 MPa 左右，綜合含水率94.0%，采油速度1.5%，采出程度20.1%。總體來說，該油藏是一個儲層內部夾層比較發育的底水油藏，目前處于高含水、高采出程度“雙高”開發階段。

圖1 西區注采井網平面圖（以NmⅡ1砂體為例）

2 注采方式及注采比

根據西區層內局部泥質夾層（不滲透）發育的特征，結合“定向井注水+水平井采油”的排狀注采井網，將西區注采模式抽象分為無夾層模式、半封閉夾層模式、封閉夾層模式三種。

2.1 無夾層模式

無夾層模式是指水平生產井位于兩口定向井井間，且兩口定向井均未鉆遇夾層。文獻[2]研究表明，大部分注入水是先向下流動到底水區，并驅動地層水向生產井流動，使生產井的底水錐進嚴重。向油層注水僅起到了補充能量的作用，而不能有效地抑制采油井底水錐進問題。本文利用油藏數值模擬軟件[10]進行了類似地模擬研究，其結論與文獻[2]中一致（圖2）。

目前，西區井組平均產液量800 m3/d，定向井最大注水量1 200 m3/d，注入水可補充地層能量，提高地層壓力保持水平。建議該模式下開發策略以保壓為主，推薦最大注采比為1.5。

2.2 半封閉夾層模式

圖2 無夾層模式定向井注水示意圖

半封閉夾層模式是指水平生產井位于兩口定向 井井間，且只有一口定向井鉆遇夾層。改進之前，鉆遇夾層的定向井注水方式是一段防砂、籠統注水。受河流相油藏正韻律儲層的影響，定向井注入水更多地流向了夾層下部，主要表現出補充能量，起保壓作用（圖3）。改進之后，鉆遇夾層的定向井注水方式是夾層上下分別防砂、分段注水，通過分段注水使夾層上段注入水驅油，夾層下段注入水保壓，實現注入水上驅油下保壓的作用，擴大水驅波及體積（圖4）。這兩種注水方式進行對比發現，層內分段注水開發擴大了注入水的水驅波及系數，提高了儲量動用程度，開發效果明顯好于籠統注水。因此，建議采用層內分段注水方式。

圖4 鉆遇夾層定向井分段注水示意圖

利用正交設計原理[11]和多元回歸方法來確定兩口定向井的最優注采比（注水量與水平井產液量的比值）。利用正交設計原理建立三因素五水平的正交設計試驗。三因素分別指鉆遇夾層定向井夾層上部注采比、鉆遇夾層定向井夾層下部注采比和未鉆遇夾層定向井注采比，具體參數如表1。利用油藏數值模擬軟件，建立西區理論模型，來模擬該模式下的水平井開采情況。以水平井含水率大于98.0%或者日產油量小于5.0 m3作為模擬終止的條件，得到各試驗下最終累產油量（表2）。

表1 三因素五水平正交試驗

表2 正交設計試驗結果

最后，運用多元回歸方法，得到累產油與三個因素的多元回歸公式：

式中：N 為累產油，104m3；α 為鉆遇夾層井上部注采比；β 為鉆遇夾層井下部注采比；γ 為未鉆遇夾層井注采比。將式（1）進行變換，可得到：

從式（2）可以看出，要使累產油獲得最大值，則α=0.4，β =0.3，γ =0.3。故推薦該模式下，鉆遇夾層定向井上部注采比為0.4，鉆遇夾層定向井下部注采比為0.3，未鉆遇夾層定向井注采比為0.3，整個井組的注采比為1.0。

2.3 封閉夾層模式

封閉夾層模式是指水平生產井位于兩口定向井井間，且兩口定向井均鉆遇夾層。在該模式下，夾層下部的剩余油，水平生產井基本無法動用，夾層上部類似于注水開發（圖5）。因此，建議這種模式下開發策略采用層內分段注水，夾層上部注水驅油，夾層下部暫時停注，減少無效水循環。 以西區地質油藏參數建立該模式數值模擬理論模型，模擬不同井組注采比下的水平井生產情況。

圖5 封閉夾層模式定向井注水示意圖

以水平井含水率大于98.0%或者日產油量低于5.0 m3作為模擬終止的條件，得到各注采比下的水平井累產油指標（圖6），可以看出，井組注采比為1.0時，累產油最大。因此，建議該模式下夾層上部注水，兩口定向井注采比分別為0.5，井組注采比為1.0。

圖6 封閉夾層模式累產油與井組注采比關系曲線

3 應用效果分析

2014—2016 年，西區通過開展精細注水研究，地層壓力穩中有升，自然遞減率明顯降低（圖7）。以F8 井為例，該井為定向注水井，射開西區底水油層NmⅡ2+3小層，對其進行注水，周邊有4 口水平生產井。2016 年，通過儲層精細研究分析認為，F8 井組在NmⅡ2+3小層內夾層穩定分布，符合本文研究的封閉夾層模式。因此，建議該井夾層上部、下部分段防砂，關閉夾層下部注水，僅保持夾層上部注水。經過調整后，F8 井組自然遞減率明顯降低，日增油量25.0 m3（圖8）。

4 結論與認識

（1）提出了底水油藏基于夾層分布，實施層內分段注水的思路，實現了底水油藏通過注水“不僅維持地層壓力，還可以驅油”的效果，改變了“注水主要維持地層壓力”的傳統觀念。

（2）根據局部夾層發育的特征，總結了底水油藏三種注采模式，給出了每種模式下的最優注水方式及注采比，可用于指導底水油藏的注水開發。

（3）研究成果指導了渤海Q 油田西區精細注水工作，改善了該區底水油藏開發效果，礦場應用效果較好。