海上油田分注分采效果及其影响因素数值模拟——以渤海SZ36–1油田为例

刘义刚，孟祥海，张云宝，夏 欢，曹 豹，罗云龙

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津塘沽 300452；2.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318）

渤海油田具有储层非均质性强、原油黏度较高和岩石胶结疏松等特点[1–2]，在长期多层笼统注采开发过程中出现了水驱采收率较低[3]、注入水利用率低和中低渗透层动用程度较低等一系列问题[4–5]。分层注水作为解决注水开发层间矛盾的主要手段之一，已在陆地油田得到了广泛应用并取得了良好的降水增油效果。近年来，渤海油田为改善层间驱替不均的情况，在 SZ36–1、LD5–2和BZ28–2S等油田陆续实施了智能分注分采工艺，都较好地提高了水驱开发动用程度[6–8]。虽然分层注水能改善注入端层间矛盾问题，但对于多层合采带来的开发问题仍作用有限，因此，在分注的基础上开展油井分采研究是必然趋势。

目前，国内关于海上油田分层注水在工艺技术方面的研究较多，但从油水井出发，进行“分注+分采”工艺对水驱开发效果影响的研究较少[9–10]。截至目前，油田开发的注水工艺经历了笼统注采、同心注水、桥式偏心注水、集成式注水、智能分注等5个重要阶段。分层注水工具也由简单到复杂，尤其在防砂、防蜡、斜井、定向井、深井等方面，应用了具有不同适应特点的分层注水设备，且油田实际应用效果较好。虽然目前的分层注水无论是在技术还是设备方面都日趋完善，但通过采出井分析分采效果以改善分采工艺、优化参数调配和生产制度等方面的研究却有所欠缺。因此，为进一步指导渤海油田水驱开发效果，本文将渤海SZ36–1油田井网状况完善、储层分布较均一、且包含智能分注分采井的D平台和M平台作为研究目标区块，建立符合该区块储层特征的典型地质模型，并在此基础上研究笼统注采、水井单独分注和“分注+分采”三种注采方式下的增油效果，以及影响“分注+分采”增油效果的因素，为该区块实施分注分采选井和参数调配等提供决策依据。

1 模型建立

根据渤海SZ36–1油田D平台和M平台油藏地质特征，利用CMG油藏数值模拟软件建立的排状注采井网精细分注分采理论模型如图1所示。按照分注或分采层段数设置多口虚拟注入井或生产井，进行分注分采模拟。该模型分三个开采层段，上层段对应实际油藏I油组1、3小层，中层段对应实际油藏I油组4小层，下层段对应实际油藏I油组5、6小层，而实际油藏I油组2小层发育差，在模型中未考虑。为体现实际油藏中每个小层下存在的一个或多个砂体，将模型中的小层再进行细分，得到的每一个细分小层表示一个砂体。其中细分小层号3，6，10和13表示隔层。各分注层段静态参数和物性参数见表1。理论模型地质储量646.4×104m3，井距和排距分别为180 m和320 m。模型网格设置为37×65×15=36 075个，其中，平面上X、Y和Z方向网格步长为10 m。地层原始压力14.28 MPa，油藏温度56 ℃，地面原油密度0.97 g/cm3，地下原油黏度176.3 mPa·s，原油体积系数1.08，地层水黏度0.5 mPa·s，各层渗透率按照实际油藏小层解释渗透率统计值给定，纵横向渗透率比为0.1，层段渗透率级差达到3以上，纵向非均质性较强，孔隙度30%，原始含油饱和度64%。井组生产控制条件为水井定液量（300 m3/d）注入、油井定产限压（300 m3/d，5 MPa）生产、边井井分数0.50、角井井分数0.25。模型油水相相对渗透率曲线如图2所示。

图1 D平台和M平台排状注采井网理论模型

表1 各分注层段静态参数和物性参数

图2 油水相相对渗透率曲线

2 三种注采方式效果对比

对建立的理论模型分别进行了笼统注采、水井单独分注和“分注+分采”三种方式为期20 a的开发效果模拟，实施分注的时机设定在含水率为80%。采用笼统注采方式，其水驱采收率为32.43%；采用水井单独分注方式，其采收率会随分注率而变化。以笼统注采方案为对比基础方案，分注率分别设计为25%（隔3分1，即同一注水井排每隔3口水井，分注1口水井，下同），33%（隔2分1），50%（隔1分1），67%（隔1分2）和75%（隔1分3）。水井单独分注时，不同分注率下储层模型低渗透层段剩余油饱和度分布情况如图3所示。

由于储层纵向非均质性强，笼统注水会造成纵向上的剩余油多富集于低渗透层段；由低渗透层段剩余油饱和度分布（图3）可知，平面上剩余油主要分布在远离分注井的笼统采油井附近。随着分注率的增加，笼统采油井附近的剩余油逐渐减少，这表明水井实施分注且随分注井数的增加，可有效减少笼统注水井注入水的“低效无效”循环，增加中渗透层段和低渗透层段的有效注入量，扩大中渗透层段和低渗透层段的水驱波及体积，降低笼统采油井附近的含油饱和度，从而提高水驱采收率。

考虑到现场水井分层注入虽能改善注入端吸水剖面，但由于层间绕流，采出端会出现产出剖面不均等问题，所以单独实施分注很难取得最佳的开发效果。因此，在水井分注条件下对剩余油分布较高的笼统采油井实施分采，可以有效提高这部分剩余油动用程度。表2列出了三种注采方式下模拟预测的对比结果，其中，增幅以笼统注采方案为对比基础，“分注+分采”方式是在分注率为25%，33%，50%，67%和75%条件下，含水率为80%时选取相应油井（蓝色圈定区域）实施分层采油，并按照剩余油法对“分注+分采”方式下的各层段进行配产配注。

从表2可以看出，无论是单独分注还是“分注+分采”，其水驱采收率随着分注率的增加而增加，但采收率值逐渐趋于一个稳定值，即采收率增幅逐渐变缓，这表明实施分注水井的数量并非越多越好，而是存在一个最优分注率。在考虑经济效益的条件下，对于排状注采井网，单独分注的最优分注率为67%，而“分注+分采”最优分注率为33%。分析认为，当分注井增加到一定数量时，其对储层中剩余油的控制程度和动用程度达到最优值，此时再增加分注井对油田提高水驱采收率贡献不大，因此对于实际油田，若各区域地质条件、油水井之间连通性、储层物性、流体性质、渗流条件等差异不大，确定最优分注率不仅可以减少注水设备成本，还可以极大地提高水驱采收率。由单独分注和“分注+分采”方式下采收率增幅与分注率的关系（图4）可知，在分注时机相同的条件下，随分注率提高，“分注+分采”方式的采收率增幅呈现“先升后降再升”的趋势，单独分注方式的采收率增幅呈现“先升后平稳”的趋势，两种方式的采收率增幅差值均呈现逐渐降低的趋势。与单独分注相比，在分注率相同的条件下，“分注+分采”方式的采收率增幅高于单独分注方式的采收率增幅。由此可见，分采可有效动用采油井附近的剩余油，提高储层中各小层剩余油动用程度，但随分注率的提高，分采作用效果逐渐减弱。分析认为，在分注率较低时，笼统注水井数量较多，层间矛盾使注入水沿高渗透层突进，水窜至采出井井底，导致远离分注井的笼统采油井附近的中渗透层和低渗透层内剩余油量多，对这些笼统采油井实施分采能有效动用油井附近中渗透层和低渗透层内的剩余油，但随着分注率的增加，由于分注作用的不断加强，各小层注入水前缘较均匀驱替，扩大了水驱波及体积，控制程度不断增加，油井附近剩余油量逐渐降低，因此，利用分采提高采收率的效果随着分注率的增加而逐渐减弱。

图3 低渗透层段剩余油饱和度分布

表2 不同注采方式模拟预测对比结果 %

3 “分注+分采”影响因素分析

通过三种注采方式对比发现，“分注+分采”可有效提高水驱采收率。在目前渤海油田已实施分注的情况下，若过早实施分采会增加油田初期建设成本，过晚实施分采又不利于提高水驱采收率，那么什么时机实施分采最合适？再加上渤海油田海上操作平台空间有限，井间距大，在油水井加密条件下，合理井排距比又是多少？其对改善平面非均质性的效果又如何？针对上述考虑和疑问，分别开展了分采时机、井排距比和平面非均质性对“分注+分采”方式改善水驱开发效果影响的研究。

3.1 分采时机对“分注+分采”开发效果的影响

图4 采收率增幅与分注率关系

当油井含水率为80%时，在水井单独分注的情况下，相应油井含水率呈现“先下降后上升”的变化规律（图5）。依据单独分注方式含水率的变化规律，将分层采油时机依次设定为分注初期、含水低值期、含水恢复期、含水上升期、含水90%和含水95%等6个时间节点。

以笼统注采为对比基础方案，对水井进行分注，对相应油井在不同含水率条件下实施分采，且分采率为25%，按照剩余油法对水井和油井进行各层段配产配注，模拟20 a开发效果。

图5 单独分注方式油井含水率与时间关系

由表3可知，在油井实施分采的条件下，随含水率升高，“分注+分采”方式的采收率增幅呈现“先升后降”的趋势。表明实施分注后立即实施分采或者过晚实施分采，均不利于注入水在非均质储层中产生均匀驱替，“分注+分采”方式增油效果会减弱。从技术和经济角度考虑，油田最佳分采时机约为含水率90%。分析认为，分注后与分注井相邻的油井低渗透层段产液量可明显增加，动用程度会提高，但过早地将与分注井相距较远的油井实施分采，会导致分采井低渗透层段产液量提高，使得分注井低渗透层段注入水分配到未分采油井的液量减少，从而降低了未分采井对低渗透层段的动用程度；而较晚实施分采，未分采井含水已很高，低渗透层段分注井与未分采井间水流优势通道已形成，即使相应油井实施分采，注入水已很难达到均衡驱替，从而使得整体开发效果变差。

表3 不同分采时机增油模拟效果

3.2 井排距比对“分注+分采”开发效果的影响

由于渤海油田井间距较大，因此井网布置对水驱开发效果也是主要影响因素之一，井排距不同，井间干扰程度不同。井距与排距比值（井排距比）愈小，同一井排各油井间干扰程度愈强，反之，干扰程度愈弱。以笼统注采为对比基础方案，在排距320 m固定不变的条件下，设定不同井距，使井排距比分别为0.50、0.75、1.00、1.25、1.50、1.75和2.00。在含水80%时实施“分注+分采”，分注率为50%，分采率为50%，按照剩余油法进行各层段配产配注，模拟20 a开发效果。

由表4可知，无论是单独分注还是“分注+分采”随着井排距比的减小，其水驱采收率越来越大。表明提高油水井分注数量，缩小井间距能有效扩大注入水波及体积，提高剩余油动用储量，提高采收率。由图6可知，无论是单独分注还是“分注+分采”，随井排距比增大，采收率增幅均呈现“先升后降”的趋势，单独分注和“分注+分采”方式的合理井排距比分别为1.00和1.25。此外，随井排距比增大，“分注+分采”与单独分注方式之间的采收率增幅差值逐渐增大，“分注+分采”方式对提高增油效果更显著。分析认为，随井排距比增加（即井间距相对排间距增大），一方面，油井由于分采造成的低渗透层段产能降低幅度变小；另一方面，分采井与分注井间距增大，由于对应油井分采的协同作用，与分注井相邻的未分注水井水驱扩大波及体积作用增强，使得未分注水井低渗透层段注水强度增加，从而提高了低渗透层段的动用程度。

表4 不同井排距比增油模拟效果

图6 采收率增幅与井排距比关系

3.3 平面非均质性对“分注+分采”开发效果的影响

从单个分注井或分采井角度分析，分注或分采均可改善油藏层间纵向非均质性；从分注分采井网角度分析，分注井或分采井措施可以改变平面剩余油分布，进而可改善平面非均质性造成的平面突进问题。为研究平面非均质性（主要考虑渗透率的分布差异）对“分注+分采”方式增油效果的影响，设计渗透率非均匀分布的地质模型（降低中部区域油井附近渗透率，高渗区域渗透率保持不变）（图7）。

以笼统注采为对比基础方案，在分注率为50%的条件下，当油井含水80%时实施“分注+分采”，分采油井为中部低渗区油井。按照剩余油法进行各层段配产配注，模拟20 a开发效果。

由表5和图8可以看出，平面非均质性对储层剩余油分布存在影响。若单独分注低渗透区域，则分层注入水前缘呈“三角形”推进至单一油井；而实施分采后，低渗透区域流场发生改变，分层注入水前缘呈“矩形”向前推进，能够较均衡地驱替至邻近多口油井，从而扩大了水驱波及体积，提高了水驱动用程度。即当平面低渗透区域油井实施“分注+分采”时，低渗透区域剩余油饱和度降低，增油效果增强，采收率增幅较单独分注增加0.81%。因此，对于平面非均质性强的油藏，通过“分注+分采”方式可调整平面矛盾，实现剩余油挖潜。

图7 平面渗透率非均质性分布示意图

表5 不同注采方式增油模拟效果 %

4 结论

图8 不同注采方式低渗透层段剩余油饱和度分布

（1）对于排状注采井网，由于受储层非均质性影响，平面上剩余油主要分布在远离分注井的笼统采油井附近，实施分采可以有效提高这部分剩余油动用程度。无论单独分注还是分注分采，随着分注率增加，水驱采收率增加幅度逐渐变缓，因此存在一个最优分注率。单独分注方式的最优分注率为67%，“分注+分采”方式的最优分注率为33%，随着分注率的继续增加，分采作用效果会逐渐减弱。

（2）水井实施分注以后，油井过早或者过晚实施分采，均不利于注入水在非均质储层中产生均匀驱替，“分注+分采”方式下增油效果会减弱。结合技术和经济角度分析，油田最佳分采时机为含水率90%。

（3）无论是单独分注还是“分注+分采”，随井排距比增大，采收率增幅均呈现“先升后降”的趋势，单独分注和“分注+分采”方式的合理井排距比分别为1.00和1.25。

（4）对于平面非均质性强的油藏，当平面低渗透区域油井未实施分采时，注入水前缘呈“三角形”推进，而当平面低渗透区域油井实施分采时，注入水前缘呈“矩形”向前推进。通过改善驱替前缘，提升增油效果，有利于平面非均质性强的油藏进行剩余油挖潜。