張 偉，許家峰，耿站立，張 鵬

（1. 海洋石油高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100028； 2. 中海油研究總院，北京 100028）

改善復(fù)雜河流相稠油油田水驅(qū)開發(fā)效果對(duì)策

張 偉1,2，許家峰1,2，耿站立1,2，張 鵬1,2

（1. 海洋石油高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100028； 2. 中海油研究總院，北京 100028）

復(fù)雜河流相油田由于先天地質(zhì)條件復(fù)雜，砂體連通性難以把握，同時(shí)海上開發(fā)這類油田仍以大井距多層合采為主，加劇了注采間矛盾。以渤海B油田為例，通過油藏工程方法評(píng)價(jià)油田注水開發(fā)存在的問題，然后選取典型井組通過油藏?cái)?shù)值模擬方法，開展注水井排液時(shí)間及合理轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)、合理注采比、合理油水井?dāng)?shù)比等方面優(yōu)化工作，提出該類油田設(shè)計(jì)注水井排液1～2年后應(yīng)適時(shí)轉(zhuǎn)注，合理注采比應(yīng)保持在0.9左右，油水井?dāng)?shù)比保持在1.4左右，同時(shí)應(yīng)優(yōu)化注采井網(wǎng)，考慮在物性較差的河道邊部部署注水井，在物性較好的河道中部部署采油井，提高注入水利用效率改善水驅(qū)開發(fā)效果。

復(fù)雜河流相；注水開發(fā)；注水時(shí)機(jī)；合理注采比；數(shù)值模擬

復(fù)雜河流相油田由于砂體河道寬度窄，橫向變化快，縱向疊合差，連通性難以把握，而海上油田仍以大井距多層合采為主，加劇了這種復(fù)雜油田的注采矛盾，暴露出注采對(duì)應(yīng)率差，注水不均衡，注入水利用率差等問題，另一方面統(tǒng)計(jì)表明目前海上部分油田注水井單井視吸水指數(shù)呈下降趨勢(shì)，注入能力下降導(dǎo)致油田欠注，導(dǎo)致這類油田水驅(qū)開發(fā)效果相對(duì)較差。前人針對(duì)各種類型的注水開發(fā)油田的優(yōu)化調(diào)整也做了大量的研究工作，提出了各種評(píng)價(jià)油田注水開發(fā)效果的評(píng)價(jià)方法及模式、合理注采比的計(jì)算、針對(duì)剩余油的注采井網(wǎng)的調(diào)整策略、合理油水井?dāng)?shù)比的計(jì)算方法、注水時(shí)機(jī)的實(shí)驗(yàn)及數(shù)模解決方案等，但多數(shù)都是針對(duì)單一因素提出解決方案并較少針對(duì)復(fù)雜河流相稠油油田，同時(shí)海上油田開發(fā)方式是少井高產(chǎn)、大井距多層合采，與陸地油田存在一定的差異，因此本文以渤海B油田為例選取典型井組建立數(shù)模模型綜合考慮注采井網(wǎng)的調(diào)整、注水井排液時(shí)間、合理油水井?dāng)?shù)比及合理注采比等因素提出該改善該類油田水驅(qū)開發(fā)效果的對(duì)策，為類似油田的調(diào)整優(yōu)化提供參考。

1 油田地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀

B油田為一個(gè)被南西～北東向斷層和東西向斷層分割的明下段斷裂背斜，由三個(gè)斷塊構(gòu)成，平面上主力砂體河道較窄（平均河道寬度為200～300 m），橫向變化快，連通性難以把握；從砂體的平面展布與縱向演化規(guī)律來看，主力油組具有分流水道分叉、側(cè)向遷移頻繁等典型特征，當(dāng)砂體較厚，分布面積較大時(shí)，分支流河道砂體延伸方向多變；當(dāng)砂體較薄，分布面積較小時(shí)，分支流河道砂體延伸方向較為穩(wěn)定。油田縱向上小層多，疊合性差，層間及層內(nèi)非均值性較強(qiáng)，平均單井鉆遇厚度僅20 m，主力油組單砂體厚度較?。ㄆ骄穸?～6 m），地下原油粘度由東向西逐漸變大，分布區(qū)間較廣（20～200 mPa·s），油田平均滲透率1 750 mD，孔隙度30%。

油田目前共有總井?dāng)?shù)166口，其中油井120口，注水井46口，目前采出程度11%，含水75%，由于自身復(fù)雜的地質(zhì)條件，油田的開發(fā)過程走過了一條邊開發(fā)邊摸索，合注合采后分層配注優(yōu)化注水與注采井網(wǎng)調(diào)整相結(jié)合的穩(wěn)產(chǎn)之路，可劃分為三個(gè)階段：（1）油田建設(shè)上產(chǎn)階段，該階段單井產(chǎn)量低、遞減快，地層壓力下降快；（2）全面注水，減緩遞減階段，后期開始嘗試分層配注，該階段由于儲(chǔ)層展布復(fù)雜導(dǎo)致注采不完善，合注合采層間矛盾突出，油田含水上升快；（3）全面分層配注、逐步調(diào)整完善注采井網(wǎng)階段，該階段油田基本保持穩(wěn)產(chǎn)，地層壓力下降的趨勢(shì)得到遏制。

2 油田注水開發(fā)存在的問題

通過近十年來各級(jí)研究人員的共同努力，油田的開發(fā)取得了卓有成效的成果，從根本上扭轉(zhuǎn)了投產(chǎn)初期面臨的不利局面，但目前仍存在以下兩方面的問題：（1）油田注采仍不平衡，欠注導(dǎo)致地層壓力維持在原始地層壓力70%左右，亟需注水補(bǔ)充地層能量；（2）注采井網(wǎng)仍不完善，加上注入水的虧空導(dǎo)致了油田一半左右的井處于低產(chǎn)液，高含水，遞減率偏高的狀態(tài)。下文通過油田視吸水指數(shù)、注采對(duì)應(yīng)率、注采比及水驅(qū)波及系數(shù)等指標(biāo)評(píng)價(jià)油田的注水開發(fā)效果[1-5]。

2.1 油田注水能力下降

由于注水井通常無井底流壓數(shù)據(jù)，所以在日常分析中常用視吸水指數(shù)來表示油田或單井吸水能力的變化。統(tǒng)計(jì)表明，2005年至2009年油田注水量呈遞減趨勢(shì)，但油壓呈上升趨勢(shì)，視吸水指數(shù)急劇下降，截止到2014年底，油田吸水能力下降了56%，曲線呈波動(dòng)式下降，酸化可在短期內(nèi)提升吸水能力，但效果持續(xù)時(shí)間短。

2.2 油田注采關(guān)系仍不完善

統(tǒng)計(jì)油田 41個(gè)注采井組表明油田目前平均注采對(duì)應(yīng)率較低，僅為0.58，其中大于0.7的14個(gè)井組占34%，0.5～0.7的12個(gè)井組占29%，小于0.5的井組15個(gè)占37%，油水井間以單向和雙向連通為主，研究表明單向及雙向連通影響水驅(qū)波及系數(shù)，導(dǎo)致注入水單向突進(jìn)嚴(yán)重，利用效率低，進(jìn)而使油井間產(chǎn)液量嚴(yán)重不均衡。利用水驅(qū)曲線方法計(jì)算41個(gè)注采井組水驅(qū)波及系數(shù)整體較低，平均為0.53，其中水驅(qū)波及系數(shù)大于0.6的有13個(gè)井組，0.5～0.6的14個(gè)井組，小于0.5的15個(gè)井組。

2.3 油田注采關(guān)系仍不完善

統(tǒng)計(jì) 41個(gè)注采井組階段注采比表明注采比小于1 的有23個(gè)，1～2 之間的井組11個(gè)，2～5 之間的井組7個(gè)，表明油田的注水極不均衡，注采比過高的井組由于復(fù)雜的地質(zhì)條件及較差的連通性，容易導(dǎo)致主力連通層形成水竄，注水利用率也較低。

2.4 油田部分注水井排液時(shí)間過長(zhǎng)

油田目前地層壓力較原始地層壓力下降 5 MPa，其中投產(chǎn)初期滯后一年注水導(dǎo)致地層壓力下降近3 MPa，全油田有排液歷史的注水井28口，排液時(shí)間在219～2 967 d之間，部分注水井排液時(shí)間相對(duì)過長(zhǎng)。統(tǒng)計(jì)表明部分井轉(zhuǎn)注后的效果表明，轉(zhuǎn)注后能明顯減緩井組的遞減率，增油效果明顯,以B20井組為例，該井轉(zhuǎn)注前生產(chǎn)402 d，累產(chǎn)油0.4萬m3，井組月遞減5.5%，轉(zhuǎn)注后對(duì)應(yīng)油井5口，井組產(chǎn)油量呈遞增趨勢(shì)，一年增油量3.2萬m3。

3 改善水驅(qū)開發(fā)效果對(duì)策研究

針對(duì)B油田目前注水開發(fā)存在的問題選取典型井組利用油藏?cái)?shù)值模擬方法開展注水井排液時(shí)間及轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)、合理油水井?dāng)?shù)比及井網(wǎng)優(yōu)化、合理注采比等方面的研究，提出改善該類油田水驅(qū)開發(fā)效果的對(duì)策。

選取的典型井組模型從油田模型中截取，并完成歷史擬合。典型井組有油井3口，注水井1口，該注水井初期日產(chǎn)油50 m3/d，排液生產(chǎn)4.5 a后轉(zhuǎn)注，轉(zhuǎn)注前井組日產(chǎn)油108 m3/d，轉(zhuǎn)注后日產(chǎn)油129 m3/d，目前該井組日產(chǎn)油96 m3/d，含水率80%，轉(zhuǎn)注后效果明顯。

3.1 注水井應(yīng)適時(shí)轉(zhuǎn)注保證地層能量

巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)表明，疏松砂巖儲(chǔ)層壓實(shí)后孔滲變差，地層壓力降低后再次升高僅能保持物性，無法恢復(fù)，因此設(shè)計(jì)的注水井是否及時(shí)轉(zhuǎn)注，確保地層能量充足十分必要。以典型井組為例，在模型中設(shè)計(jì)了投產(chǎn)即注水、排液1、2、3、4 a五個(gè)方案，對(duì)比該井組不同方案下累產(chǎn)油結(jié)果如圖1所示，結(jié)果顯示該注水井排液1～2 a效果最好。

另外不同巖石類型壓力敏感特征差異較大，注水井轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)也不相同。在數(shù)模中針對(duì)不同壓力敏感特征的巖石，可用不同的傳導(dǎo)率隨壓力變化的關(guān)系表征（圖2），然后分別設(shè)計(jì)不同的注水井排液年限（不排液、排液1 a、排液2 a、排液3 a、排液4 a），計(jì)算結(jié)果表明巖石壓力敏感性越強(qiáng)，注水井排液時(shí)間越短（圖3），當(dāng)巖石壓力敏感性極強(qiáng)時(shí)，投產(chǎn)即注水效果最好，壓力敏感性一般時(shí)，排液時(shí)間可適當(dāng)延長(zhǎng)，因此實(shí)際油田中有必要針對(duì)不同巖石類型開展巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)研究，有針對(duì)性的實(shí)施注水方案。

圖1 不同排液時(shí)間下井組累產(chǎn)油Fig.1 Accumulated oil production of well group with different drainage time

圖2 不同巖石類型壓力敏感性與傳導(dǎo)率關(guān)系曲線Fig.2 The relationship between pressure sensitivity and conductivity of different types rocks

3.2 井組應(yīng)保持合理注采比

針對(duì)B油田這種復(fù)雜河流相稠油油田，前人研究成果表明在后期部署調(diào)整井時(shí)，應(yīng)充分考慮在物性較差的河道邊部部注水井，在物性較好的河道中部部署采油井，選取平行河道交錯(cuò)排狀的注采方式，這樣既能保證較高的水驅(qū)波及系數(shù)，又能保證較高的采油速度[6,7]。

3.3 井組應(yīng)保持合理注采比

復(fù)雜河流相稠油油田在注水過程中注采比的選擇既要考慮地層壓力的保持水平，同時(shí)也需要考慮由于注采對(duì)應(yīng)率低，易形成水竄，影響水驅(qū)波及效果，因此需要找到中間的平衡點(diǎn)。以典型井組為例，分別設(shè)計(jì)了注采比為 0.6/0.7/0.8/0.9/1.0五種注采比方案，計(jì)算結(jié)果表明，當(dāng)注采比為 0.9時(shí)，即可保證地層壓力不過快下降也能增加河道邊部?jī)?chǔ)層較差區(qū)域的水驅(qū)波及效果，井組累產(chǎn)油量最高（圖4）。

圖3 不同巖石壓力敏感性時(shí)注水井不同排液時(shí)間井組增油量對(duì)比Fig.3 Comparison of incremental oil production between well groups in different drainage time with different rock pressure sensitivity

圖4 不同注采比條件下井組累產(chǎn)油Fig.4 Accumulated oil production of well group with different injection-production ratio

截取油田其中一個(gè)平臺(tái)的典型注采井組模型為例（10注2采）為例設(shè)計(jì)4個(gè)不同注采比（3/2/1.4/1）的虛擬開發(fā)方案（圖5），采取定油限液生產(chǎn)方式，注采比0.9，計(jì)算結(jié)果表明當(dāng)油水井?dāng)?shù)比為1.4時(shí)（5注7采）井組累計(jì)采油量最高（圖6）。

圖5 不同油水井?dāng)?shù)比下井網(wǎng)分布圖Fig.5 Well pattern distribution map with different injection-production wells ratio

圖6 不同油水井?dāng)?shù)比下井組累產(chǎn)油量Fig.6 Accumulated oil production of well group with different injection-production wells ratio

4 結(jié) 論

（1）復(fù)雜河流相油田先天地質(zhì)特征復(fù)雜，注采連通性差，容易導(dǎo)致油田注采井網(wǎng)不完善，水驅(qū)波及系數(shù)低，井組間注采不均衡，注入水利用率低，注水開發(fā)效果較差；

（2）典型井組基于數(shù)值模擬研究提出以下改善該類油田水驅(qū)開發(fā)效果的對(duì)策：1）開發(fā)方案設(shè)計(jì)的注水井應(yīng)在排液1～2 a后適時(shí)轉(zhuǎn)注，保持地層壓力，同類型油田應(yīng)開展巖石壓力敏感性研究后確定轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)；2）井組合理注采比應(yīng)保持在0.9左右，油水井?dāng)?shù)比保持在 1.4左右，同時(shí)應(yīng)優(yōu)化注采井網(wǎng)，考慮在物性較差的河道邊部部署注水井，在物性較好的河道中部部署采油井，提高注入水利用效率。

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Countermeasures for Improving Water-flooding Development Effect of Complex Fluvial Facies Reservoirs

ZHANG Wei1,2，XU Jia-feng1,2，GENG Zhan-li1,2，ZHANG Peng1,2
（1. State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation，Beijing 100028，China；2. CNOOC Research Institute，Beijing 100028，China）

The sand body connectivity of the complex fluvial facies oil reservoir is difficult to grasp due to the complex geological conditions, on the other hand the major development strategy of the offshore reservoir is wide well spacing and commingling production that can exacerbate the injection and production contradiction. In this paper, taking Bohai B reservoir as an example, the problems during water-flood development were analyzed by reservoir engineering method, then typical well group was selected to carry out the optimization of drainage time of the injecting well, reasonable injection timing, reasonable injection production ratio and reasonable oil and water well ratio through reservoir numerical simulation, then it's pointed out that the drainage time is 1～2 years, reasonable injection production ratio is 0.9,oil and water well ratio is 1.4.At the same time the well pattern should be optimized, injection well should be deployed on the channel side with poor property, and production well should be deployed on the channel with good physical property to improve the water-flooding development effect.

complex fluvial facies; water-flooding development; injection timing; reasonable injection production ratio; numerical simulation production ratio; Numerical simulation

TE 341

A

1671-0460（2016）11-2573-04

“十三五”國(guó)家科技重大專項(xiàng)“國(guó)內(nèi)油氣開發(fā)發(fā)展戰(zhàn)略研究”，項(xiàng)目號(hào)：2016ZX05016-006。

2016-05-03

張偉（1984-），男，北京人，工程師，碩士，2009年畢業(yè)于長(zhǎng)江大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，研究方向：油藏工程及油藏?cái)?shù)值模擬，從事海上油田動(dòng)態(tài)分析及開發(fā)規(guī)劃研究工作。E-m ail：zhangw ei21@cnooc.com.cn。