基于渗流屏障的底水油藏精细注水研究与应用

张吉磊，缪飞飞，张 弛，章 威，许亚南

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459)

注水作为油田高效开发的重要手段，对保持地层压力、油田稳产至关重要，在国内外油田得到广泛的应用。关于底水油藏注水的研究目前仍处于探索阶段[1-2]。郑小杰等[3]针对隔夹层不发育、地层能量相对不强的底水油藏进行了注水开发可行性论证，结果底水油藏注入水波及范围小，采出水主要为地层水，驱油效果不明显。程秋菊等[4]利用数值模拟、流线模拟以及虚拟示踪剂技术等方法对底水油藏注入水的驱替路径进行了研究，认为底水油藏大部分注入水优先流向底水区，驱动底水往生产井流动，表现出补充底水能量的作用。如何实现底水油藏注入水驱油，一直是底水油藏注水未能突破的难点[5-10]。针对研究区隔夹层较发育的地质油藏特征，探索出了一套底水油藏依托隔夹层使注入水驱油的精细注水技术，并在渤海油田取得了突破性的成功。

1 地质油藏特征及注水现状

1.1 地质油藏特征

渤海Q油田位于渤海中部海域，是一个储量超过亿吨的大型复杂河流相稠油油田(地层原油黏度为28～260 mPa·s)。该油田构造幅度比较平缓，主要含油目的层为新近系明化镇组下段，油藏埋深浅(海拔-900～-1 600 m)，储层胶结疏松、物性好(孔隙度平均值为35%，渗透率平均值为3 000×10-3μm2)；纵向上含油层段多，油柱高度小(小于20 m)，油水关系复杂，如图1所示。渤海Q油田分为北区、南区和西区，北区和南区属边水较发育的油藏，西区属于底水稠油油藏，局部隔夹层较发育，地层原油黏度为260 mPa·s，底水水体倍数为10～30倍。早期该区采用定向井开发稠油底水油藏，产量递减大，含水上升快，采出程度低，于2014年实施综合调整，采用“定向井注水，水平井采油”的开发方式，生产形势明显变好。

1.2 注水开发现状

渤海Q油田西区开发初期采用天然能量开发，地层压力逐渐亏空，地层压力较原始状态下降了2.5～3.0 MPa，为补充地层能量，逐渐转为注水开发，目前注水井26口，阶段注采比为1.0，累计注采比为0.7，地层能量稳中略有升高。目前部分井组表现出注水井注水量大，生产井仍缺能量、生产压差大的特征。研究结果表明：对于正韵律储层而言，大部分注入水主要表现出补充底水能量的作用[11-15]。根据实际动态响应特征，结合数值模拟方法对底水油藏注入水的波及范围进行分析，得出大部分注入水主要流向底水区，如图2所示，用于补充底水能量，再通过提液产出，造成注入水的无效循环，导致驱油效果不明显。

2 隔夹层分布特征

隔夹层是指分散在砂体内的低渗透层或非渗透层，隔夹层的发育减少了注水和产液的有效截面积和有效厚度，同时在横向上和纵向上阻挡注入水驱替。根据研究区隔夹层物性参数统计以及测井解释数据，将隔夹层分为渗透性隔夹层和非渗透性隔夹层。非渗透性隔层物性标准为：Por<0.15，Vsh>0.5，K<1×10-3μm2；渗透性隔层物性标准为：0.15Vsh>0.3。其中，Por为孔隙度，%；K为渗透率，10-3μm2；Vsh为泥质含量。

通过井间对比分析并结合实际生产动态响应，根据钻遇隔夹层情况，将隔夹层分布抽象为封闭型和半封闭型隔夹层模式，如图3所示。封闭型隔夹层模式是指水平生产井位于定向井井间，且两口定向井皆钻遇隔夹层；半封闭型隔夹层模式是指水平生产井位于定向井井间，且只有一口定向井钻遇隔夹层。

3 底水油藏精细注水技术

3.1 注水受效原因分析

通过建立隔夹层机理模型，对影响底水油藏注入水驱油的因素进行了分析，研究笼统注水条件下，渗透率极差和底水倍数对注水驱油效果的影响，如图4所示。研究表明，对于正韵律储层，由于渗透率极差越大，导致注入水沿隔夹层下部注入底水区，隔夹层上部几乎不吸水，易造成注采主流线方向驱替效果差，而在隔夹层边部发生绕流，导致水平生产井跟趾段水淹，如图5所示。对于不同底水倍数的稠油油藏，底水倍数越大，由于隔夹层上部压力系数小于隔夹层下部压力系数，导致注入水沿隔夹层上部突进，造成注采主流线方向水淹。

通过上述研究发现，底水油藏注入水驱油效果差的原因主要是隔夹层上部和下部吸水量极度不均，引起注采井间或水平井跟趾端驱油效果差，导致注水开发效果差。针对影响底水油藏注入水驱油效果差的原因，提出“依托隔夹层分布的层内分段注水技术”，对非渗透型隔夹层模式，其物性与周边基岩差异较大，对注入水(底水)有明显的控制作用，对于这种模式的隔夹层进行分段注水，可使隔夹层上部形成边水驱，提高了注入水的波及体积。

3.2 层内分段注水均衡驱油原理

由于正韵律储层注入水大部分注入下部底水区，造成绕流区优先水淹，使注采井间驱替不均，通过分段注水使隔夹层下段注入水一方面补充能量，另一方面驱替隔夹层下部的剩余油流向隔夹层边部绕流区；隔夹层上段注入水驱替注采井间剩余油，使绕流区和上部注水区共同驱替，如图6所示。

3.3 各段注水量优化

在层内分段注水均衡驱替原理的基础上，利用正交设计及多元回归方法确定定向注水井各段的最优配注量[16-17]。

利用正交设计原理分别对封闭型和半封闭型隔夹层模式下定向注水井的各段注水量进行研究，首先针对封闭型隔夹层模式，建立了两因素五水平的正交设计实验，两个因素分别是夹层上部注采比α、夹层下部注采比β；对于半封闭型隔夹层模式，建立了三因素五水平的正交设计实验，三个因素分别是钻遇隔夹层的A井夹层上部注采比α、钻遇隔夹层的A井夹层下部注采比β、未钻遇隔夹层的B井注采比γ，如表1所示。

表1 正交设计因素取值表

根据以上数值模拟计算结果，利用多元回归方法，回归得到不同隔夹层模式下累产油N与注水井各段注采比之间的关系式，并得到2种模式下各井各段的注水量，结果如表2所示。

表2 2种模式最优配注结果汇总表

封闭型隔夹层模式：

N=-7.86(α-0.4)2-4.79(β-0.62)2+15.58

(R2=0.981 9)

半封闭型隔夹层模式：

N=-7.21(α-0.34)2-5.64(β-0.41)2-

3.46(γ-0.33)2+14.64 (R2=0.982 4)

4 实例应用分析

以渤海Q油田西区NmII2砂体为例，该砂体是典型的大型复杂河流相沉积的底水稠油油藏。F8井组是该砂体的一个注采井组(油水井数比为1:5)，该井组初期采用笼统注水，注入水驱油效果差，主要表现出保持地层能量的作用。该砂体具有隔夹层较发育的地质特征，该区域隔夹层分布为封闭隔夹层模式，如图7所示。根据研究成果，对F8井进行层内分段注水，措施实施后，注水量下降至500 m3/d，日增油20 m3/d，如图8所示。该注水新模式改变了之前注水仅补充地层压力的现状，实现了底水油藏注水驱油，降低自然递减的作用，将底水油藏注水由“注够水”转变为“注好水”。该试验井组的成功实施标志着底水油藏层内分注新模式理论的正确性和可靠性。

通过对渤海Q油田西区逐井逐层分析，该油田预计可实施层内分段注水10口井；预计方案实施后，相比笼统注水，可增加采储量35.3×104m3，相当于实施了4～5口调整井，实现了“降本增效”。这种新的注水模式必将成为底水油藏降低自然递减、实现注水增油的一项重要措施。

5 结论及建议

(1)影响底水油藏注入水驱油效果差的原因主要是隔夹层上部和下部吸水量极度不均，引起注采井间或水平井跟趾端驱油效果差，导致注水开发效果差；

(2)根据影响底水油藏注入水驱油效果差的原因，提出了基于隔夹层的层内分段注水的底水油藏注水新模式，并利用正交设计优化了注水井各层各段的最优配注量；

(3)基于隔夹层分布的层内分段注水实现了稠油底水油藏从“注水保压”到“注水驱油”的转变；

(4)对钻遇非渗透型隔夹层的注水井进行层内分段注水，依托隔夹层形成均衡边水驱；对钻遇渗透性隔夹层的注水井采用笼统注水，以地层破裂压力的85%为上限，适当调整井组注采比；

(5)考虑到现场的可实施性，建议定向注水井钻遇隔夹层斜厚应不小于5 m或垂厚不小于2 m。