基于滲流屏障的底水油藏精細注水研究與應用

張吉磊，繆飛飛，張 弛，章 威，許亞南

(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)

注水作為油田高效開發(fā)的重要手段，對保持地層壓力、油田穩(wěn)產至關重要，在國內外油田得到廣泛的應用。關于底水油藏注水的研究目前仍處于探索階段[1-2]。鄭小杰等[3]針對隔夾層不發(fā)育、地層能量相對不強的底水油藏進行了注水開發(fā)可行性論證，結果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[4]利用數(shù)值模擬、流線模擬以及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(yōu)先流向底水區(qū)，驅動底水往生產井流動，表現(xiàn)出補充底水能量的作用。如何實現(xiàn)底水油藏注入水驅油，一直是底水油藏注水未能突破的難點[5-10]。針對研究區(qū)隔夾層較發(fā)育的地質油藏特征，探索出了一套底水油藏依托隔夾層使注入水驅油的精細注水技術，并在渤海油田取得了突破性的成功。

1 地質油藏特征及注水現(xiàn)狀

1.1 地質油藏特征

渤海Q油田位于渤海中部海域，是一個儲量超過億噸的大型復雜河流相稠油油田(地層原油黏度為28～260 mPa·s)。該油田構造幅度比較平緩，主要含油目的層為新近系明化鎮(zhèn)組下段，油藏埋深淺(海拔-900～-1 600 m)，儲層膠結疏松、物性好(孔隙度平均值為35%，滲透率平均值為3 000×10-3μm2)；縱向上含油層段多，油柱高度小(小于20 m)，油水關系復雜，如圖1所示。渤海Q油田分為北區(qū)、南區(qū)和西區(qū)，北區(qū)和南區(qū)屬邊水較發(fā)育的油藏，西區(qū)屬于底水稠油油藏，局部隔夾層較發(fā)育，地層原油黏度為260 mPa·s，底水水體倍數(shù)為10～30倍。早期該區(qū)采用定向井開發(fā)稠油底水油藏，產量遞減大，含水上升快，采出程度低，于2014年實施綜合調整，采用“定向井注水，水平井采油”的開發(fā)方式，生產形勢明顯變好。

1.2 注水開發(fā)現(xiàn)狀

渤海Q油田西區(qū)開發(fā)初期采用天然能量開發(fā)，地層壓力逐漸虧空，地層壓力較原始狀態(tài)下降了2.5～3.0 MPa，為補充地層能量，逐漸轉為注水開發(fā)，目前注水井26口，階段注采比為1.0，累計注采比為0.7，地層能量穩(wěn)中略有升高。目前部分井組表現(xiàn)出注水井注水量大，生產井仍缺能量、生產壓差大的特征。研究結果表明：對于正韻律儲層而言，大部分注入水主要表現(xiàn)出補充底水能量的作用[11-15]。根據(jù)實際動態(tài)響應特征，結合數(shù)值模擬方法對底水油藏注入水的波及范圍進行分析，得出大部分注入水主要流向底水區(qū)，如圖2所示，用于補充底水能量，再通過提液產出，造成注入水的無效循環(huán)，導致驅油效果不明顯。

2 隔夾層分布特征

隔夾層是指分散在砂體內的低滲透層或非滲透層，隔夾層的發(fā)育減少了注水和產液的有效截面積和有效厚度，同時在橫向上和縱向上阻擋注入水驅替。根據(jù)研究區(qū)隔夾層物性參數(shù)統(tǒng)計以及測井解釋數(shù)據(jù)，將隔夾層分為滲透性隔夾層和非滲透性隔夾層。非滲透性隔層物性標準為：Por<0.15，Vsh>0.5，K<1×10-3μm2；滲透性隔層物性標準為：0.15Vsh>0.3。其中，Por為孔隙度，%；K為滲透率，10-3μm2；Vsh為泥質含量。

通過井間對比分析并結合實際生產動態(tài)響應，根據(jù)鉆遇隔夾層情況，將隔夾層分布抽象為封閉型和半封閉型隔夾層模式，如圖3所示。封閉型隔夾層模式是指水平生產井位于定向井井間，且兩口定向井皆鉆遇隔夾層；半封閉型隔夾層模式是指水平生產井位于定向井井間，且只有一口定向井鉆遇隔夾層。

3 底水油藏精細注水技術

3.1 注水受效原因分析

通過建立隔夾層機理模型，對影響底水油藏注入水驅油的因素進行了分析，研究籠統(tǒng)注水條件下，滲透率極差和底水倍數(shù)對注水驅油效果的影響，如圖4所示。研究表明，對于正韻律儲層，由于滲透率極差越大，導致注入水沿隔夾層下部注入底水區(qū)，隔夾層上部幾乎不吸水，易造成注采主流線方向驅替效果差，而在隔夾層邊部發(fā)生繞流，導致水平生產井跟趾段水淹，如圖5所示。對于不同底水倍數(shù)的稠油油藏，底水倍數(shù)越大，由于隔夾層上部壓力系數(shù)小于隔夾層下部壓力系數(shù)，導致注入水沿隔夾層上部突進，造成注采主流線方向水淹。

通過上述研究發(fā)現(xiàn)，底水油藏注入水驅油效果差的原因主要是隔夾層上部和下部吸水量極度不均，引起注采井間或水平井跟趾端驅油效果差，導致注水開發(fā)效果差。針對影響底水油藏注入水驅油效果差的原因，提出“依托隔夾層分布的層內分段注水技術”，對非滲透型隔夾層模式，其物性與周邊基巖差異較大，對注入水(底水)有明顯的控制作用，對于這種模式的隔夾層進行分段注水，可使隔夾層上部形成邊水驅，提高了注入水的波及體積。

3.2 層內分段注水均衡驅油原理

由于正韻律儲層注入水大部分注入下部底水區(qū)，造成繞流區(qū)優(yōu)先水淹，使注采井間驅替不均，通過分段注水使隔夾層下段注入水一方面補充能量，另一方面驅替隔夾層下部的剩余油流向隔夾層邊部繞流區(qū)；隔夾層上段注入水驅替注采井間剩余油，使繞流區(qū)和上部注水區(qū)共同驅替，如圖6所示。

3.3 各段注水量優(yōu)化

在層內分段注水均衡驅替原理的基礎上，利用正交設計及多元回歸方法確定定向注水井各段的最優(yōu)配注量[16-17]。

利用正交設計原理分別對封閉型和半封閉型隔夾層模式下定向注水井的各段注水量進行研究，首先針對封閉型隔夾層模式，建立了兩因素五水平的正交設計實驗，兩個因素分別是夾層上部注采比α、夾層下部注采比β；對于半封閉型隔夾層模式，建立了三因素五水平的正交設計實驗，三個因素分別是鉆遇隔夾層的A井夾層上部注采比α、鉆遇隔夾層的A井夾層下部注采比β、未鉆遇隔夾層的B井注采比γ，如表1所示。

表1 正交設計因素取值表

根據(jù)以上數(shù)值模擬計算結果，利用多元回歸方法，回歸得到不同隔夾層模式下累產油N與注水井各段注采比之間的關系式，并得到2種模式下各井各段的注水量，結果如表2所示。

表2 2種模式最優(yōu)配注結果匯總表

封閉型隔夾層模式：

N=-7.86(α-0.4)2-4.79(β-0.62)2+15.58

(R2=0.981 9)

半封閉型隔夾層模式：

N=-7.21(α-0.34)2-5.64(β-0.41)2-

3.46(γ-0.33)2+14.64 (R2=0.982 4)

4 實例應用分析

以渤海Q油田西區(qū)NmII2砂體為例，該砂體是典型的大型復雜河流相沉積的底水稠油油藏。F8井組是該砂體的一個注采井組(油水井數(shù)比為1:5)，該井組初期采用籠統(tǒng)注水，注入水驅油效果差，主要表現(xiàn)出保持地層能量的作用。該砂體具有隔夾層較發(fā)育的地質特征，該區(qū)域隔夾層分布為封閉隔夾層模式，如圖7所示。根據(jù)研究成果，對F8井進行層內分段注水，措施實施后，注水量下降至500 m3/d，日增油20 m3/d，如圖8所示。該注水新模式改變了之前注水僅補充地層壓力的現(xiàn)狀，實現(xiàn)了底水油藏注水驅油，降低自然遞減的作用，將底水油藏注水由“注夠水”轉變?yōu)椤白⒑盟?。該試驗井組的成功實施標志著底水油藏層內分注新模式理論的正確性和可靠性。

通過對渤海Q油田西區(qū)逐井逐層分析，該油田預計可實施層內分段注水10口井；預計方案實施后，相比籠統(tǒng)注水，可增加采儲量35.3×104m3，相當于實施了4～5口調整井，實現(xiàn)了“降本增效”。這種新的注水模式必將成為底水油藏降低自然遞減、實現(xiàn)注水增油的一項重要措施。

5 結論及建議

(1)影響底水油藏注入水驅油效果差的原因主要是隔夾層上部和下部吸水量極度不均，引起注采井間或水平井跟趾端驅油效果差，導致注水開發(fā)效果差；

(2)根據(jù)影響底水油藏注入水驅油效果差的原因，提出了基于隔夾層的層內分段注水的底水油藏注水新模式，并利用正交設計優(yōu)化了注水井各層各段的最優(yōu)配注量；

(3)基于隔夾層分布的層內分段注水實現(xiàn)了稠油底水油藏從“注水保壓”到“注水驅油”的轉變；

(4)對鉆遇非滲透型隔夾層的注水井進行層內分段注水，依托隔夾層形成均衡邊水驅；對鉆遇滲透性隔夾層的注水井采用籠統(tǒng)注水，以地層破裂壓力的85%為上限，適當調整井組注采比；

(5)考慮到現(xiàn)場的可實施性，建議定向注水井鉆遇隔夾層斜厚應不小于5 m或垂厚不小于2 m。