复杂断块BZ油田合理注采比研究

王 雨，陈存良，杨 明，刘美佳，黄 琴



复杂断块BZ油田合理注采比研究

王 雨，陈存良，杨 明，刘美佳，黄 琴

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300459）

目前，BZ油田S–1区块注采矛盾越来越明显，累计注水亏空量大，导致地层压力下降，地层压力保持水平低，油田开发效果差。为此，运用数值模拟法和Logisitic生命旋回数学模型，研究了不同含水条件下油田的合理注采比，并建立了不同含水率下合理注采比的图版。研究结果表明，利用Logisitic生命旋回数学模型求得S–1区块合理注采比为1.22；利用数值模拟模型求得合理注采比为1.2～1.3。

BZ油田；复杂断块油田；合理注采比

合理注采比是反映油田注采平衡的关键指标，是规划设计油田合理注水量的重要依据。确定合理注采比需要考虑区块的地质特点，使平面和层间的注水达到均衡，同时处理好地层压力和含水上升之间的矛盾。油田进入中高含水期后，稳产难度越来越大，如何注好水、注够水成为制约油田开发的难题。为了做到稳油控水，大多数油田都在寻找合理的注采比。对于复杂断块油田，断层与构造的复杂性导致平面及纵向的注水分配不均匀，注水工作存在一定的难度。目前，国内关于合理注采比的确定，主要有水油比法、物质平衡法、多元回归法等，但这些方法都存在一定局限性，并不能完全应用于复杂断块油田的整个开发过程。因此，复杂断块油田合理注采比的研究对指导油田精细注水具有重要的意义[1–3]。

1 BZ油田概况及开采现状

BZ油田为复杂断块油田，主力含油层系为明下段II、明下段III和明下段IV油组。该油田属于中高孔渗，平均孔隙度为28.0%，平均渗透率552.2×103μm2，原油黏度为1.52～12.70 mPa·s，为中轻质原油。

BZ油田S–1区块于2008年3月27日投产，目前有采油井15口、注水井8口，日产油638 m3，累产油234.28×104m3，综合含水率75.1%，采出程度28.4%。2014年，由于水源井故障以及部分注水井井口压力偏高，注水井达不到配注量，区块不能保持合理注采比，导致地层压力下降，地层压力保持程度仅为70%，并且地层压力呈逐年下降的趋势。2017年，通过微压裂、解堵等措施，注水井注水量得到保证。在加强注水恢复地层压力的同时，还需要对油田注采比的合理性进行论证。

2 应用油藏工程方法确定合理注采比

以翁氏模型为依据[4–5]，建立S–1区块油藏综合含水与累积耗水量、综合含水与累积水油比的数学模型，从而推导出合理注采比的关系式。

Logistic生命旋回的数学模型为[6]：

累计耗水率为采出1 m3油所需要消耗的注水量，用下式表示：

累积水油比为每采出1m3油的产水量，用下式表示：

对上边两式两边取自然对数，则：

推导出合理注水量的表达式[7–10]：

S–1区块目前含水率为82%，经计算合理注采比为1.22；当含水率为98%时，得到极限注采比为1.35。因此，建议S–1区块采取加强注水的方式来恢复地层压力。按目前该井区的采油速度3%计算，注水量约为1 800 m3/d。

图1 注采比与综合含水率关系曲线

图2 不同采油速度下合理注水量曲线

3 应用数值模拟方法确定合理注采比

为了进一步论证油藏合理注采比的指标，采用数值模拟手段进行研究，并对常规油藏工程方法的研究结果进行验证。

根据BZ油田S–1区块地质油藏特点，建立了2注3采的边水模型，水平渗透率为500×10–3μm2，纵向渗透率与水平渗透率之比为0.1，孔隙度为25.0%，地层深度为1 300 m，地层压力13.0 MPa。设置5个计算方案，注采比分别为1.05、1.1、1.2、1.3和1.4。

从图3~图5中可以看出，注采比为1.05和1.1时，地层压力恢复缓慢，部分油井满足不了定产液量生产的条件，导致最终采出程度较低；注采比为1.4时，油井含水上升速度加快，油井过早水淹关井，导致生产年限变短，严重影响开发效果。综上所述[16–20]，建议合理注采比为1.2~1.3。

以上两种方法的计算结果基本一致，表明常规油藏工程方法确定的合理注采比是可行的。

图3 不同注采比压力恢复曲线

图4 不同注采比综合含水率曲线

图5 不同注采比采出程度曲线

4 矿场应用

S–1井区1425砂体是一个边水油藏，部署了2注3采5口井，储层厚8.8 m，地层渗透率580×10–3μm2。2014年1月1日，该砂体日产油80 m3，含水率63.2%，注采比0.72，累计注采比0.86，地层压力12.4 MPa，地层长年亏空，严重影响了该砂体的开发效果。

根据式（8），可得1425砂体的极限注采比为1.35，作出注采比与含水率关系曲线（图6），从中可以看出，1425砂体的实际注采比小于理论注采比，按照此方式生产，地层亏空会进一步加大。2015年6月对生产井A23实施转注，转注后该砂体地层压力回升，递减明显减缓。目前，1425砂体实际注采比为1.20，根据图版计算得到合理注采比为1.22，基本能满足生产要求。

图6 合理注采比与含水率关系曲线

5 结论与认识

（1）根据Logisitic旋回理论和油藏工程方法结合，确定了复杂断块油田在一定含水率、一定产量条件下的合理注采比及合理注水量，建立了不同含水率条件下合理注采比图版，可有效指导高含水后期的水驱开发调整。

（2）根据BZ油田S–1区块2注3采的数值模型，分析不同注采比下砂体的压力恢复和含水率的变化情况，得到该区块应以注采比1.2~1.3生产。

（3）结合理论图版和数值模拟分析，S–1区块1425砂体的合理注采比为1.22。

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Reasonable injection-production ratio of a complex fault block in BZ oilfield

WANG Yu, CHEN Cunliang, YANG Ming, LIU Meijia, HUANG Qin

(Bohai Oilfield Research Institute, Tianjin Company of CNOOC (China) Co., Ltd., Tanggu, Tianjin 300459, China)

At present, the contradiction between injection and production is becoming more obvious in S-1 block of BZ oilfield. The large accumulative water injection deficit leads to the decline of formation pressure, low formation pressure and poor oilfield development effect. Therefore, by using numerical simulation and Logisitic life cycle mathematical model, the reasonable injection-production ratio of oilfield under different water cut conditions was studied and the drawing plates of the reasonable injection-production ratio under different water cut conditions were established. The results show that the reasonable injection-production ratio of S-1 block obtained by Logisitic life cycle mathematical model is 1.22, and the reasonable injection-production ratio obtained by numerical simulation model is 1.2~1.3.

BZ oilfield; complex fault-block oilfield; reasonable injection-production ratio

1673–8217（2019）02–0092–04

TE341

A

2018–07–28

王雨，工程师，1988年生，2014年毕业于长江大学油气田开发专业，现从事油气田开发研究工作。

国家科技重大专项“渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范”（2016ZX05058001）。

编辑：黄生娣