强底水油藏注水开发可行性研究

郑小杰，钟伟，段洪泽，梁宏刚，娄大娜，王春浦

（1.中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐830011；2.中国石化中原油田分公司采油二厂，河南 濮阳457532）

以往针对底水油藏改善开发效果的研究，主要集中在合理采速、液量优化、压锥、堵水等方面［1-10］，对底水油藏注水开发研究甚少，且仅涉及能量不足或内部隔夹层发育致油层呈层状特点的注水底水油藏［11-13］。本次对隔夹层不发育且地层能量充足的油藏进行注水开发效果可行性论证，以期为同类型油藏提供借鉴。

1 油田概况

塔河油田1 区三叠系下油组油藏，位于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起南部，埋深4 560～4 590 m，构造幅度平缓，油藏东西长、 南北窄，构造倾角0.4～1.2°，具有厚层底水和广阔的边水，是受构造和岩性控制的典型断背斜、底水砂岩油藏。油藏储层成因类型为辫状河三角洲辫状河道砂坝。储层砂体结构呈多期河道平面拼接、纵向叠置的巨厚板状，其间无稳定分布的隔层，仅发育少量不稳定薄泥质或者钙质夹层［14-15］。砂体厚度平均130 m，顶部20 m 左右为油层［16］，平均孔隙度为21.9%，平均渗透率为809×10-3μm2，属中孔、中高渗储层。至2014年初，油藏含水率80%，采出程度30%，原始地层压力50.18 MPa，饱和压力38.15 MPa；目前，地层压力49.10 MPa，压力保持程度达98%。

该油藏油层单一，井控程度高，底水锥进严重，产量递减逐年加大。数值模拟成果显示，油藏纵向上剩余油主要富集在油层顶部，平面上剩余油主要分布在构造高部位、 井间及局部夹层遮挡部位。油藏具有物性好、渗透率水垂比大（3∶1）、夹层分布少、采出程度较高、目前单井产量较低等特点。

2 注水开发可行性

2.1 井组转注

2.1.1 模拟区域选择

根据剩余油分布特征，选取储量丰度大于50×104t/km2的区域，同时区域中包含有直井与水平井，且在转注后能形成相应的注采井组。井组选择尽量消除断层对注水的影响。

2.1.2 转注井选择

为了研究不同井型及夹层发育情况对转注效果的影响，分别选取有夹层与无夹层的直井与水平井（不转注时的基础累计产油量为441.5×104t）进行转注研究，统计分析转注效果。

2.1.3 转注效果评价

对选定井组依次转注，且均在油层顶部注水。设计不同转注时机（依据油藏含水率）、不同井组注采比、不同的注水持续时间，含水率98%时关井，终止预测。研究表明，各转注井组有如下共性。

1）注采比为0.6 左右时，累计产油量均较高；注采比大于0.6 时，随着注采比的增加，累计产油量反而会减少（见图1）。其主要原因是：注采比越大，油藏初期含水率越低，但是后期会加速水淹；注采比越小，造成注入水平面驱不足。

图1 不同注采比下累计产油量对比

2）持续注水时间越长，累计产油量越易减少，持续注水3 a，累计产油量最大（见图2）。分析邻井的受效情况，转注后一定时间内受效井有一定的增油效果：直井转注初期2～3 a 受效井有一定效果，水平井转注初期3～6 a 受效井有一定效果（见图3）。其主要原因是，短期内注入水具有一定的平面驱效果，阶段内的水驱增油量大于转注井损失量，但随着注水的持续，使得后期含水率上升过快，加速受效井水淹。

图2 不同注水持续时间下累计产油量对比

图3 不同井型转注区块日产油量曲线对比

3）含水率越高时转注，累计产油量越大；当含水率大于90%时转注，其累计产油量大于不转注时（见图4）。其主要原因是，高含水井转注时，油井自身损失油量较小。

图4 不同转注时机下累计产油量对比

4）有相对稳定夹层的油井转注效果相对较好。其主要原因是，夹层分布区域剩余油较富集。

2.2 整体转注

在研究井组转注的基础上，为进一步明确注采比、注水时机等因素对注水效果的影响，根据油藏剩余油分布及地质情况，结合对井组转注情况的认识，设计4套整体转注方案，选用不同注采参数，模拟44 次，预测油藏最终累产情况，与不转注进行效果对比，评价全区转注的可行性。

转注方案：1）底部有夹层的井转注。尽量选择有夹层分布、含水率较高、剩余可采储量低的油井转注。共选取了4 口井。2）构造中低部位井转注。选择在油藏中低部位、含水率普遍较高、剩余可采储量低的油井转注。共选取了6 口井。3）围绕剩余油富集区转注。选择剩余可采储量低、含水率较高的井转注。以剩余可采储量较高区域为目标，评价该区域开展注水的效果。共选取了7 口井。4）综合考虑剩余油及夹层分布转注。选择含水率较高、剩余可采储量低、底部尽量有夹层分布或者夹层周围的井转注。剩余可采储量高的油井作为采油井，注水井与采油井形成一定的注采关系。共选取了5 口井。

若将不转注作为基础方案，油井含水率为98%时关井，则预测区块累计产油量为441.5×104t。从转注效果来看（见表1），转注水的44 个方案中，仅有15 个方案累产油大于不转注（表1中对应加粗体数字）。从经济效益上考虑，采用边部油井转注6 口井方案，转注效果最好。转注时机采用单井含水率为90%后转注，注采比采用0.6，注水持续时间为直井2 a、水平井4 a。

表1 各模拟转注方案累计注水量、产油量统计

2.3 转注风险评价

通过以上研究认为，该油藏最优注水方案的最终累计产油量比不转注方案的多5.3×104t，提高采收率0.5 百分点。但整体来看，转注后效果并不好（见表1），且最佳转注方案需要累计注水116.0×104m3，同时需要进行转注的配套设施建设，在经济上存在较大风险。

对TK103 井组15 口受效井水侵量及累计产油量统计分析，结果显示，油井转注后，受效井采出水中注入水量仅占13%左右——这说明转注水后，油井的主要驱油方式仍然以底水驱为主。结合目前生产情况看，强底水油藏大幅提液，会造成油井快速水淹，产油量急速降低，一旦形成优势通道后，底水驱效果会变差。当油井转注水后，受重力和水锥形成的优势通道双重作用，注入水大部分进入底水，驱动底水向生产井流动［17］，注入水平面波及范围缩小，井间存在大量无法驱替剩余油（见表2），且油井转为水井后将损失大量产能。如此，则得不偿失，这也是造成大部分转注方案累计产油量低于不转注方案累计产油量的主要原因。

表2 TK103 井组受效井水侵量分析

3 结论

1）强底水油藏转注优化参数后，能增加油藏累计产油量，提高油藏采收率，但效果并不明显。

2）油井转注后，受效井产出水中注水量比例小，注入水波及范围小，驱油效果差，且油井需转为水井，损失自身产能，同时大量注水需要相应配套设施建设，存在经济风险。

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