渤海Q 油田复杂底水油藏高含水期精细注水研究

章 威，张吉磊，龙 明，欧阳雨薇，周焱斌

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

底水油藏油井见水早、产量递减大，很快就进入到高含水期，且开发效果比较差[1]。目前，注水是最经济、最有效地改善底水油藏开发效果的途径之一。以往针对底水油藏注水开发的研究，主要以注水保持地层压力为主，而对注水驱油的研究甚少[2-4]。为此，本文以渤海Q 油田西区为研究区，基于该区块局部夹层（不渗透）发育的特征[5-8]，总结出三种夹层模式下的最优注水方式及注采比，提出依托夹层实施定向井层内分段注水的思路，实现了底水油藏通过注水不仅可以维持地层压力，还可起到较好的驱油效果。

1 油藏概况

渤海Q 油田西区是位于渤海湾中部海域的河流相砂岩稠油底水油藏。该区块构造幅度低，油柱高 度8～20 m；储层属于曲流河沉积，油层内部局部夹 层比较发育；属于高孔高渗储层，平均孔隙度30%，平均渗透率3 000×10-3μm2；地层原油黏度大，为260 mPa·s；属于岩性构造底水油藏，水体倍数为20～30 倍，油藏原始地层压力11.3 MPa，饱和压力4.6 MPa。

该区块于2002 年投产，投产早期采用天然能量开发，地层压力逐年下降。2009 年开始注水开发，主要采用“定向井注水+水平井采油”的排状井网进行开发（图1）。截至2018 年，注水开发油藏地层压力稳定在9.1 MPa 左右，综合含水率94.0%，采油速度1.5%，采出程度20.1%。总体来说，该油藏是一个储层内部夹层比较发育的底水油藏，目前处于高含水、高采出程度“双高”开发阶段。

图1 西区注采井网平面图（以NmⅡ1砂体为例）

2 注采方式及注采比

根据西区层内局部泥质夹层（不渗透）发育的特征，结合“定向井注水+水平井采油”的排状注采井网，将西区注采模式抽象分为无夹层模式、半封闭夹层模式、封闭夹层模式三种。

2.1 无夹层模式

无夹层模式是指水平生产井位于两口定向井井间，且两口定向井均未钻遇夹层。文献[2]研究表明，大部分注入水是先向下流动到底水区，并驱动地层水向生产井流动，使生产井的底水锥进严重。向油层注水仅起到了补充能量的作用，而不能有效地抑制采油井底水锥进问题。本文利用油藏数值模拟软件[10]进行了类似地模拟研究，其结论与文献[2]中一致（图2）。

目前，西区井组平均产液量800 m3/d，定向井最大注水量1 200 m3/d，注入水可补充地层能量，提高地层压力保持水平。建议该模式下开发策略以保压为主，推荐最大注采比为1.5。

2.2 半封闭夹层模式

图2 无夹层模式定向井注水示意图

半封闭夹层模式是指水平生产井位于两口定向 井井间，且只有一口定向井钻遇夹层。改进之前，钻遇夹层的定向井注水方式是一段防砂、笼统注水。受河流相油藏正韵律储层的影响，定向井注入水更多地流向了夹层下部，主要表现出补充能量，起保压作用（图3）。改进之后，钻遇夹层的定向井注水方式是夹层上下分别防砂、分段注水，通过分段注水使夹层上段注入水驱油，夹层下段注入水保压，实现注入水上驱油下保压的作用，扩大水驱波及体积（图4）。这两种注水方式进行对比发现，层内分段注水开发扩大了注入水的水驱波及系数，提高了储量动用程度，开发效果明显好于笼统注水。因此，建议采用层内分段注水方式。

图4 钻遇夹层定向井分段注水示意图

利用正交设计原理[11]和多元回归方法来确定两口定向井的最优注采比（注水量与水平井产液量的比值）。利用正交设计原理建立三因素五水平的正交设计试验。三因素分别指钻遇夹层定向井夹层上部注采比、钻遇夹层定向井夹层下部注采比和未钻遇夹层定向井注采比，具体参数如表1。利用油藏数值模拟软件，建立西区理论模型，来模拟该模式下的水平井开采情况。以水平井含水率大于98.0%或者日产油量小于5.0 m3作为模拟终止的条件，得到各试验下最终累产油量（表2）。

表1 三因素五水平正交试验

表2 正交设计试验结果

最后，运用多元回归方法，得到累产油与三个因素的多元回归公式：

式中：N 为累产油，104m3；α 为钻遇夹层井上部注采比；β 为钻遇夹层井下部注采比；γ 为未钻遇夹层井注采比。将式（1）进行变换，可得到：

从式（2）可以看出，要使累产油获得最大值，则α=0.4，β =0.3，γ =0.3。故推荐该模式下，钻遇夹层定向井上部注采比为0.4，钻遇夹层定向井下部注采比为0.3，未钻遇夹层定向井注采比为0.3，整个井组的注采比为1.0。

2.3 封闭夹层模式

封闭夹层模式是指水平生产井位于两口定向井井间，且两口定向井均钻遇夹层。在该模式下，夹层下部的剩余油，水平生产井基本无法动用，夹层上部类似于注水开发（图5）。因此，建议这种模式下开发策略采用层内分段注水，夹层上部注水驱油，夹层下部暂时停注，减少无效水循环。 以西区地质油藏参数建立该模式数值模拟理论模型，模拟不同井组注采比下的水平井生产情况。

图5 封闭夹层模式定向井注水示意图

以水平井含水率大于98.0%或者日产油量低于5.0 m3作为模拟终止的条件，得到各注采比下的水平井累产油指标（图6），可以看出，井组注采比为1.0时，累产油最大。因此，建议该模式下夹层上部注水，两口定向井注采比分别为0.5，井组注采比为1.0。

图6 封闭夹层模式累产油与井组注采比关系曲线

3 应用效果分析

2014—2016 年，西区通过开展精细注水研究，地层压力稳中有升，自然递减率明显降低（图7）。以F8 井为例，该井为定向注水井，射开西区底水油层NmⅡ2+3小层，对其进行注水，周边有4 口水平生产井。2016 年，通过储层精细研究分析认为，F8 井组在NmⅡ2+3小层内夹层稳定分布，符合本文研究的封闭夹层模式。因此，建议该井夹层上部、下部分段防砂，关闭夹层下部注水，仅保持夹层上部注水。经过调整后，F8 井组自然递减率明显降低，日增油量25.0 m3（图8）。

4 结论与认识

（1）提出了底水油藏基于夹层分布，实施层内分段注水的思路，实现了底水油藏通过注水“不仅维持地层压力，还可以驱油”的效果，改变了“注水主要维持地层压力”的传统观念。

（2）根据局部夹层发育的特征，总结了底水油藏三种注采模式，给出了每种模式下的最优注水方式及注采比，可用于指导底水油藏的注水开发。

（3）研究成果指导了渤海Q 油田西区精细注水工作，改善了该区底水油藏开发效果，矿场应用效果较好。