碳酸鹽巖油藏中高含水期注水評價及優化

謝 昆，李德鵬，陳朝輝，范樂賓，祁成祥，劉鳳霞

（1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452；2.中海油國際有限公司，北京 100020）

隨著我國石油勘探開發進程的不斷深化，碳酸鹽巖油藏探明儲量產量不斷增加，其在我國石油工業中占有越來越重要的地位，在滲流機理儲層特征和采油機理復雜[1]。對于注水開發的碳酸鹽巖油藏，注入水易沿裂縫發生水竄，導致開發效果不佳，注水實施及注水評價存在極大難度[2]。目前，國內外碳酸鹽巖油藏中高含水階段大規模注水開發實踐及經驗較少，因此有必要開展有針對性的注水評價及注水優化的研究，以某典型碳酸鹽巖油藏中高含水階段注水開發為研究目標，多維度評價注水開發效果，期望得出注水開發動態響應特征及注水效果的影響因素，提出注水優化重點，并為類似復雜碳酸鹽巖油藏提供開發實踐的借鑒。

1 地質油藏特征

目標油藏位于印尼雅加達北部的爪哇海，受東西走向背斜構造控制，發育一系列北東向正斷層。油藏類型為帶氣頂的構造塊狀邊底水灰巖油氣藏，儲層平均孔隙度23%，滲透率0.1～100 mD，為高孔中滲儲層。儲集空間類型復雜，儲層非均質性強，滲透率級差大，主要發育孔洞、印模孔、粒間孔、泥巖微孔隙、壓溶縫及微裂縫。鉆井過程中出現多次嚴重泥漿漏失，通過巖心描述和漏失分析，證明油藏裂縫發育。

2 注水效果分析

初期為天然能量開發，隨地層壓力下降，分別在油氣界面和油水界面附近同時進行注水，以實現邊部與內部同步地層能量的補充，同時，內部注水形成水障防止氣頂侵入油層。

注水初期，采用了3～5 的注采比強化注水，油藏壓力迅速回升，但超注嚴重，油井大規模水竄，部分油井暴性水淹，綜合含水快速上升，產量呈遞減趨勢，僅一年時間，含水率由72%上升到83%，日產油降低10%。注水開發中后期，調整注采比，將日注水量降至初期的一半，含水基本穩定，產量有所回升，處于高含水低水平穩產階段，整個注水期開發效果不理想（見表1）。

表1 注水前后開發指標對比表

3 注水開發指標分析

3.1 水驅采收率

由油田含水率與采出程度關系（見圖1），注水期間油田采出程度由9.8%增至13.4%，增加幅度較小，但含水率上升快，由72%上升至95%，同時，采收率由25%下降到20%以下，開發效果變差。

圖1 含水率與采出程度關系曲線

3.2 存水率

存水率反映注入水的利用情況，注水期間油田累積存水率35.1%。存水率隨含水率變化趨勢（見圖2）。注水初期，為快速補充地層能量，采用高注采比強化注水，存水率也較高70%～90%；隨含水率上升，存水率下降，注入水通過裂縫及高滲通道排出，沒有形成有效驅替，且隨含水率不斷升高，存水率呈斷崖式加速下降，注水開發效果逐步變差；同一含水率，在一定范圍內，注采比越大，存水率越高，因此，在含水率得到有效控制的前提下，適當提高注采比是提高存水率及注水效果的一條途徑。

圖2 存水率隨含水率變化關系曲線

3.3 水驅指數

水驅指數用以評價注入水在地下所發揮的驅油作用，水驅指數隨含水率變化趨勢（見圖3）。同存水率隨含水率變化規律類似，油田初期強化注水，水驅指數較高10%～15%，隨含水率上升，水驅指數呈加速下降趨勢，注水開發效果逐步變差。

圖3 水驅指數隨含水率變化關系曲線

3.4 含水上升率

由含水上升率隨含水率變化關系看（見圖4），注水初期，含水上升率快速升至19.2%，油田迅速進入中高含水期；隨含水率逐漸升至90%以上，高強度注水形成的竄流通道基本穩定，含水上升率隨含水率的增加有所降低，但油田始終保持在高含水階段，水淹仍比較嚴重，注入水的無效水循環加劇。

圖4 含水上升率隨含水率變化關系圖

3.5 地層壓力

由儲層壓力變化可以看出，注水油藏壓力響應迅速，年回升速度達620.5 kPa。大規模的高強度注水，溝通了原本獨立的裂縫系統，增大了裂縫開度，提高了裂縫導流能力；壓力恢復與油水井連通性及注采對應關系顯著，部分油井由于沒有注水井的能量補充，地層壓力沒有得到有效恢復。

3.6 遞減率

遞減率分析主要考慮不同生產階段的特點，劃分為衰竭開發階段、注水前期的強化注水階段及注水后期的注采比調整階段，年平均遞減率分別為29.3%，8.4%，3.6%（見圖5）。

圖5 不同開發階段遞減率變化曲線

衰竭開發階段：油藏壓力持續下降，邊底水水侵加劇，裂縫產能早期已釋放完畢，基質儲量未得到大規模動用，產量遞減最快。強化注水階段：地層能量迅速回升，產量遞減程度得以緩解；但高強度的注水溝通甚至擴大了儲層裂縫及微裂縫系統，大規模油井注水突破；總體來看，相比衰竭開發，強化注水階段產量遞減明顯緩解。注采比調整階段：降低了注采比，含水趨于穩定；同時，注水強度的變化加快了裂縫與基質系統間的物質和能量交換，達到了穩產的效果。

3.7 無因次采液、采油指數

由無因次采液指數及無因次采油指數隨含水率變化看，注水階段，隨含水率上升，無因次采液指數升高，無因次采油指數下降；進入高含水期，存在一個臨界含水率，當含水率超出臨界值仍得不到控制，無因次采液指數及無因次采油指數隨含水率增加將會發生劇烈變化。對于本油藏，含水率臨界值為95%，目前綜合含水94%左右，處于相對低產穩產水平，油田產能面臨嚴峻挑戰。

4 注水優化研究

綜上所述，對于裂縫相對發育的碳酸鹽巖油藏，注水的“雙刃劍”特點突出，注水可以快速補充地層能量，卻又極易導致水竄。注采井網的部署與裂縫系統的分布不匹配，未考慮裂縫方向性，導致部分井不受效，部分井卻過快見水；同時，盲目追求能量補充的高注采比，導致注水快速突破。因此，提出基于儲層裂縫及非均質性研究的碳酸鹽巖油藏儲層描述技術是油田精細注水的基礎，科學合理的注采井網及注水制度是實現油田高效注水的保障。

4.1 井網優化

大量碳酸鹽巖油藏的開發實踐[3-4]表明，只有合理的注采井網部署才能獲得較好的注水開發效果。針對該油田目前已部署井網及注水開發模式特點，井網優化需重點考慮注采井網與裂縫系統的配置關系。在充分考慮裂縫分布及走向的基礎上，設計注采調整井網，制定排狀注水、井排方向平行于裂縫方向、排間井位交錯部署的井網調整策略。

在基于地震反演、應力場及注采動態受效關系的裂縫分布預測的基礎上，建立了考慮裂縫與基質系統的雙重介質油藏模型，用以注水優化的研究。

井網優化效果表明：與優化井網相比，雖然基礎井網初期日產油水平較高，但地層壓力下降快，導致后期油田日產油水平下降；優化井網含水雖然較高，但基本可穩定在95%以下。綜合看來，優化井網的開發效果優于基礎井網。

不同井網下，基質與裂縫系統采出程度的結果（見表2）表明：（1）不論何種井網，由于裂縫的高滲特性，裂縫系統中的原油更易采出，其采出程度均達到較高水平，且遠高于基質系統；（2）基質系統儲量占比大，且難以動用，采出程度低，基質儲量的開發是決定油藏采收率的關鍵；（3）優化井網由于更加考慮了裂縫系統在開發中的雙刃劍特性，可以提高基質及裂縫系統儲量動用程度。

表2 不同井網下基質及裂縫系統采出程度對比表

4.2 注采比優化

不同注采比下開發效果（見圖6）表明：存在一個合理注采比，既能保障采出程度最大化，又可控制綜合含水在適當水平；該條件下，油田最優注采比為0.8，說明在碳酸鹽巖油藏開發中高含水階段，溫和注水效果更好，不宜采用較大注采比。

圖6 不同注采比下產能預測圖

5 結論

（1）碳酸鹽巖油藏注水開發動態響應敏感且復雜：存水率隨含水率上升而下降，后期存水率呈斷崖式加速下降；水驅指數在注水初期較高，隨含水率上升，水驅指數呈加速下降趨勢；含水上升率在注水初期快速升高，進入中高含水期后，含水上升率隨含水率的增加有所降低，仍保持在高含水水平；油藏壓力在高強度的注水階段響應迅速，壓力恢復與油水井連通性及注采對應關系顯著；遞減率受地層壓力及含水率等多因素影響，強化注水地層能量迅速回升，但會導致大規模油井注水突破，產量遞減加劇，降低注采比，注水強度的變化可加快裂縫基質間的流體流動，達到穩產效果；隨含水率上升，無因次采液指數升高，無因次采油指數下降，當含水率超出臨界值，無因次采液指數及無因次采油指數隨含水率增加將會發生劇烈變化。

（2）對于碳酸鹽巖油藏，注水的“雙刃劍”特點突出，注水可以快速補充地層能量，卻又極易導致水竄，尤其裂縫發育區。提出基于儲層裂縫及非均質性研究的碳酸鹽巖油藏儲層描述技術是油田精細注水的基礎，科學合理的注采井網及注水制度是油田高效注水的保障。

（3）井網部署需重點考慮注采井網與裂縫系統的配置關系，井排方向平行于裂縫方向，排間井位交錯部署，采用一排注水井、一排采油井相間隔的線性注水方式可取得較好的開發效果，合理的井網可以提高基質及裂縫系統儲量動用程度，但不宜采用較高注采比。