龍 明 許亞南 于登飛 李 軍 周焱斌 楊 磊

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院 天津 300459)

渤海稠油底水油藏精細(xì)定量注水研究*
——以秦皇島32-6油田西區(qū)為例

龍 明 許亞南 于登飛 李 軍 周焱斌 楊 磊

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院 天津 300459)

龍明,許亞南,于登飛，等.渤海稠油底水油藏精細(xì)定量注水研究——以秦皇島32-6油田西區(qū)為例[J].中國海上油氣，2017,29(4)：91-97.

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渤海稠油底水油藏注水開發(fā)過程中如何優(yōu)化注水和提高注水效率是一直面臨的問題。通過設(shè)計恒壓注水裝置，對注入水在不同注入條件下的流動形態(tài)及樣式進(jìn)行了室內(nèi)實驗。根據(jù)注入水流動形態(tài)，應(yīng)用滲流力學(xué)基本原理，結(jié)合重力作用研究了稠油底水油藏注水波及系數(shù)、注水強度、注采比及井距之間的關(guān)系，建立了注采比與波及系數(shù)、注水強度與波及系數(shù)理論圖版。根據(jù)理論圖版，參考地層破裂壓力及工程因素，提出了秦皇島32-6油田西區(qū)底水油藏注水定量優(yōu)化調(diào)整的技術(shù)界限。應(yīng)用該技術(shù)界限對秦皇島32-6油田F8注采井組進(jìn)行了增注先導(dǎo)試驗，調(diào)整后單井增油量達(dá)到10 m3/d，且日產(chǎn)液緩慢增加，有效減緩了底水油藏的產(chǎn)量遞減，為秦皇島32-6油田西區(qū)稠油底水油藏的綜合調(diào)整方案提供了技術(shù)保障。

渤海；稠油底水油藏；波及系數(shù)；注水強度；注采比；井距；注水定量優(yōu)化；調(diào)整技術(shù)界限；秦皇島32-6油田西區(qū)

海上稠油底水油藏開發(fā)進(jìn)入高含水階段以后主要以生產(chǎn)井提液開發(fā)為主[1-4]，而底水往往不能滿足油井大范圍提液所需要的能量，需要通過注水來補充地層能量[5-7]，因此，如何對底水油藏注水進(jìn)行優(yōu)化，進(jìn)而提高注水效率是海上油田開發(fā)一直面臨的問題。

目前國內(nèi)外學(xué)者主要針對底水油藏生產(chǎn)井含水變化及水淹規(guī)律，采用物理模擬、油藏數(shù)值模擬或理論推導(dǎo)等方法進(jìn)行相關(guān)的研究工作[8-17]，而關(guān)于稠油底水油藏注水定量優(yōu)化的研究相對較少，僅有初步的定性研究[18]。實踐表明，開展稠油底水油藏精細(xì)定量注水研究對于深入把握流體運動規(guī)律、提高注水利用率及明確儲層內(nèi)部剩余油分布至關(guān)重要，可以為油田開發(fā)后期制定相應(yīng)的綜合調(diào)整方案提供理論依據(jù)。

本文以渤海秦皇島32-6油田西區(qū)稠油底水油藏為例，在模擬注入水流動形態(tài)的基礎(chǔ)上，從B-L滲流理論出發(fā)，定量研究了影響注入水波及范圍的參數(shù)，確定了秦皇島32-6油田西區(qū)稠油底水油藏精細(xì)定量注水的技術(shù)界限，并在油田綜合調(diào)整項目中起到了關(guān)鍵指導(dǎo)作用。

1 研究區(qū)概況

渤海秦皇島32-6油田位于渤海灣盆地石臼坨凸起中部，為曲流河沉積的底水稠油油藏，新近系上新統(tǒng)明化鎮(zhèn)組是其主要儲集層，巖性以中—細(xì)砂巖及粉砂巖為主，結(jié)構(gòu)成熟度與成分成熟度低，平均孔隙度33%，平均滲透率3 000 mD，地層原油黏度260 mPa·s。秦皇島32-6油田西區(qū)于2002年6月投入開發(fā)，投產(chǎn)僅6個月綜合含水達(dá)到60%。該區(qū)從2009年開始進(jìn)入大范圍油井提液開發(fā)階段，目前地層能量存在下降趨勢,需要開展稠油底水油藏優(yōu)化注水研究。

2 恒壓物理模擬實驗

為了研究稠油底水油藏不同注水條件下的水驅(qū)效果，借鑒之前的研究思路[7]，通過設(shè)計恒壓注水裝置(圖1)，利用酵母與糖水發(fā)生反應(yīng)生成CO2，使容器內(nèi)部產(chǎn)生壓力，將水驅(qū)動到花泥內(nèi)部，以此研究注入水在不同注入條件下的流動形態(tài)及樣式。但由于水和空氣的密度差異要遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于水和原油的密度差異，因此，該模擬實驗僅可近似根據(jù)水的重力作用研究不同注入條件下的波及形態(tài)及樣式。

圖1 恒壓注水裝置示意圖Fig .1 Schematic diagram of water injection device with constant pressure

2.1 不同射孔個數(shù)對流動形態(tài)的影響

利用恒壓注水裝置將水注入花泥中，注入壓力為0.3 MPa，注水量為500 cm3,注入端埋深4.5 cm，研究射孔個數(shù)分別為1、2、3、4時注入水在花泥(均質(zhì)條件)中的流動形態(tài)及樣式，從而確定注入水的波及范圍及形態(tài)特征。

通過觀測花泥內(nèi)橫截面圖(圖2)，可以看出注入水在花泥內(nèi)均存在向下流動的趨勢;并且射孔個數(shù)影響注入水的波及范圍及形態(tài)樣式,射孔數(shù)越多注入水橫向波及范圍越大；隨著射孔個數(shù)的增加，注入水流動形態(tài)由“漏斗形”向“鐘形”轉(zhuǎn)變。

2.2 不同注入壓力對流動形態(tài)的影響

選取射孔個數(shù)為2，注水量為200 cm3,注入端埋深4.5 cm，研究注入壓力分別為0.1、0.2、0.3、0.4 MPa時注入水的流動形態(tài)，確定注入水在花泥內(nèi)的波及范圍及形態(tài)特征。

通過觀測花泥內(nèi)部截面圖(圖3)，可以看出注入水的橫向波及長度l與垂向波及深度h存在著差異。將不同方案下l/h值與注入壓力進(jìn)行交會(圖4)，結(jié)果表明l與h的比值隨著注入壓力的增加而增加,當(dāng)注入壓力達(dá)到0.3 MPa時l與h的比值出現(xiàn)拐點，主要是由于隨著注入壓力增加橫向波及速度逐漸減小，而垂向波及速度沒有發(fā)生變化。

圖2 注入水流動形態(tài)對比圖(注入壓力0.3 MPa)Fig .2 Contrast figures of flow pattern of injecting water(injection pressure 0.3 MPa)

圖3 注入水橫向波及截面圖Fig .3 Sectional drawing of transverse spread of injecting water

圖4 l/h隨注入壓力變化Fig .4 Variation of l/h with injection pressure

3 稠油底水油藏注水定量優(yōu)化

根據(jù)物理模擬實驗結(jié)果，并結(jié)合油田實際生產(chǎn)情況,可知稠油底水油藏在注水開發(fā)中存在著2種狀況。第1種：注入水在垂向上波及到底水，橫向上波及到生產(chǎn)井井底時，注入水流動形態(tài)為“鐘形”，且部分流入底水，以驅(qū)油作用為主(圖5a)。第2種：當(dāng)注入水垂向上波及到底水時，橫向上并未波及到生產(chǎn)井井底，此時該注入水流動形態(tài)為“漏斗形”，且主要流入底水，以保持地層壓力為主(圖5b)。

圖5 底水油藏注水開發(fā)示意圖Fig .5 Schematic of water injection development for a reservoir with bottom water

3.1 注采比與波及系數(shù)理論圖版的建立

以注入水流動形態(tài)為基礎(chǔ)，根據(jù)B-L水驅(qū)油理論，定量研究影響注入水波及范圍及形態(tài)樣式的各類參數(shù)。假設(shè)：①無限大均質(zhì)地層中有一口生產(chǎn)井及一口注水井；②滲流為油水兩相穩(wěn)定平面徑向滲流，流體不可壓縮；③考慮水平滲透率與垂向滲透率差異；④不考慮地層傷害；⑤底水穩(wěn)定且能量充足；⑥忽略毛管壓力，考慮流體重力作用，將注入水的流速分解為橫向流速與垂向流速；⑦生產(chǎn)井與注水井射孔部位均在油層中上部。

(1)

式(1)中：L為井距，m；υxi為注入水橫向流動速度，m/s；υzi為注入水垂向流動速度，m/s；Hsi為注水井射孔厚度，m；Hbi為注水井避射高度，m。

將式(1)進(jìn)行全角積分,便可得到體積波及系數(shù)Ev的表達(dá)式,即

(2)

(3)

(4)

(5)

注采比IWR表達(dá)式為

(6)

式(6)中：Qi為注水井日注入量，m3/d；Qp為生產(chǎn)井日產(chǎn)液量，m3/d；υp為地層流體流動速度，m/s；Hsp為生產(chǎn)井射孔厚度，m。

將式(3)、(5)代入式(6)，整理后可得到注采比與波及系數(shù)之間的關(guān)系式，即

1) 當(dāng)Ev<0.5時

2) 當(dāng)Ev≥0.5時

(8)

式(7)、(8)中：Kv為垂向滲透率，D；Kh為水平滲透率，D；Krw(Sw) 為目前含水飽和度對應(yīng)的水相相對滲流率，f；Kro(Sw) 為目前含水飽和度對應(yīng)的油相相對滲流率，f；μo為地層原油黏度，mPa·s；μw為地層水黏度，mPa·s；ρw為地層水密度，kg/m3；pi為注水井井底流壓，Pa；pw為生產(chǎn)井井底流壓，Pa；g為重力加速度，取9.8 m/s2。

參考秦皇島32-6油田西區(qū)底水油藏實際物性參數(shù)，結(jié)合式(7)、(8)建立了注采比IWR、波及系數(shù)Ev與井距之間的理論圖版(圖6)。從圖6可以看出，注入水波及系數(shù)隨著注采比的增加而增加，并且存在著拐點，即當(dāng)波及系數(shù)Ev=0.5時，表示注入水橫向波及到生產(chǎn)井時垂向開始流入底水；當(dāng)注采比IWR≥1時，注入水才能有效補充能量。以波及系數(shù)Ev=0.5及注采比IWR=1為界，將理論圖版劃分為4個區(qū)域。第1個區(qū)域：波及系數(shù)Ev<0.5、注采比IWR>1，該區(qū)域注入水以保壓作用為主；第2個區(qū)域：波及系數(shù)Ev≥0.5、注采比IWR≥1，該區(qū)域注入水保壓作用及驅(qū)油作用都較強，屬于注水高效區(qū)；第3個區(qū)域：波及系數(shù)Ev<0.5、注采比IWR<1，該區(qū)域注入水保壓作用及驅(qū)油作用都較弱，屬于注水低效區(qū)；第4個區(qū)域：波及系數(shù)Ev≥0.5、注采比IWR≤1，該區(qū)域注入水以驅(qū)油作用為主。

圖6 底水油藏注采比與波及系數(shù)理論圖版 (地層原油黏度260 mPa·s)Fig .6 Theoretical chart between IWR and sweep efficiency for a reservoir with bottom water(underground oil viscosity 260 mPa·s)

應(yīng)用該理論圖版，可以根據(jù)油田目前實際的注采井距調(diào)整油田的注采比，使注入水由保壓為主轉(zhuǎn)變?yōu)橐则?qū)油為主。還可根據(jù)目前油田的注采比，并結(jié)合波及系數(shù)對注采井距進(jìn)行優(yōu)化，從而得到底水稠油油藏注水開發(fā)的最優(yōu)井網(wǎng)密度，為稠油底水油藏開發(fā)后期制定相應(yīng)的調(diào)整方案提供理論依據(jù)。3.2 注水強度與波及系數(shù)理論圖版的建立

注水強度Qwh為

(9)

式(9)中：Qwh為注水強度，m3/m。

為了更好地研究底水油藏注水開發(fā)中的注水強度與波及系數(shù)之間的關(guān)系，應(yīng)用上述相同的方法研究井距、注水強度與波及系數(shù)之間的關(guān)系，將式(3)、(5)代入式(9)，整理簡化后可得到注水強度與體積波及系數(shù)之間的關(guān)系式，即

1) 當(dāng)Ev<0.5時

(10)

2) 當(dāng)Ev≥0.5時

(11)

參考秦皇島32-6油田西區(qū)底水油藏實際物性參數(shù)，結(jié)合式(10)、(11)建立了注水強度Qwh、波及系數(shù)Ev與井距之間的理論圖版(圖7)。從圖7可以看出，波及系數(shù)同樣隨著注采強度的增加而增加，并存在著拐點。以波及系數(shù)Ev=0.5為界，將圖版劃分為2個區(qū)域。第1個區(qū)域：波及系數(shù)Ev≥0.5，該區(qū)域為波及高效區(qū)；第2個區(qū)域：波及系數(shù)Ev<0.5，該區(qū)域為波及低效區(qū)。應(yīng)用注水強度與波及系數(shù)的理論圖版，可以根據(jù)目前的井距調(diào)整水井注水強度提高波及系數(shù)，使注入水從波及低效區(qū)調(diào)整至波及高效區(qū)，從而達(dá)到注好水的標(biāo)準(zhǔn)。

圖7 底水油藏注水強度與波及系數(shù)理論圖版 (地層原油黏度260 mPa·s)Fig .7 Theoretical chart between water injection intensity and sweep efficiency for a reservoir with bottom water (underground oil viscosity 260 mPa·s)

3.3 研究區(qū)注水定量優(yōu)化調(diào)整技術(shù)界限的確定

油田在生產(chǎn)開發(fā)時，隨著開發(fā)條件的不同，會出現(xiàn)高注采比、低注水強度的情況，或低注采比、高注水強度的情況，因此，注采比與注水強度的理論圖版需要相互結(jié)合，才能更好地對稠油底水油藏定量注水進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，從而使注入水驅(qū)油作用最大化。

最終，根據(jù)注采比及注水強度的理論圖版，參考地層破裂壓力，并結(jié)合秦皇島32-6油田工程上的實際情況，確定了秦皇島32-6油田西區(qū)底水油藏注水定量優(yōu)化調(diào)整的技術(shù)界限(表1)。

表1 秦皇島32-6油田西區(qū)底水油藏注水定量優(yōu)化調(diào)整 技術(shù)界限Table 1 Technical limits of quantitative water injection in the west block of QHD32-6 oilfield

4 實例應(yīng)用

選取秦皇島32-6油田西區(qū)儲層發(fā)育穩(wěn)定且連續(xù)性較好的F8井組進(jìn)行底水油藏注水先導(dǎo)試驗(圖8)。F8井組井距350 m，注采比最高0.97。根據(jù)建立的理論圖版可知該井注入水的波及系數(shù)為0.31，小于0.5且流動形態(tài)為“漏斗形”，表示注入水垂向流入底水時在橫向上并未到達(dá)生產(chǎn)井井底，大部分注入水僅僅起到保持地層能量的作用，使F14與F29井的日產(chǎn)液維持穩(wěn)定。

圖8 秦皇島32-6油田西區(qū)F8井組示意圖Fig .8 Schematic of F8 well group in the west block of QHD32-6 oilfield

根據(jù)底水油藏定量注水理論圖版(圖6、7)，2015年5月對F8井進(jìn)行增注調(diào)整，調(diào)整后F29、F14與J10H井的日產(chǎn)液水平較以前均有增加，且F8井增注初期F14與F29井的單井日增油量達(dá)到10m3(圖9)，注水調(diào)整效果顯著，不僅有效減緩了產(chǎn)量遞減，也為后續(xù)提液奠定了能量基礎(chǔ)。這表明，本文研究成果在儲層相對落實且連通性好的區(qū)域具有較高的適用性，有效指導(dǎo)了秦皇島32-6油田西區(qū)稠油底水油藏的綜合調(diào)整，實現(xiàn)了對該區(qū)域稠油底水油藏剩余油的精細(xì)挖潛。

圖9 秦皇島32-6油田西區(qū)F8井組注采曲線Fig .9 Performance graph of F8 well group in the west block of QHD32-6 oilfield

5 結(jié)論

1) 利用恒壓注水裝置進(jìn)行的室內(nèi)實驗研究表明，隨著射孔個數(shù)增加，注入水流動形態(tài)由“漏斗形”向“鐘形”轉(zhuǎn)變，隨著注入壓力的增加橫向波及速度逐漸減小，而垂向波及速度變化不大。

2) 建立了秦皇島32-6油田西區(qū)底水稠油油藏注采比與波及系數(shù)理論圖版，利用該圖版可以得到底水稠油油藏注水開發(fā)的最優(yōu)井網(wǎng)密度；建立了注采強度與波及系數(shù)理論圖版，應(yīng)用該圖版可以調(diào)整水井注水強度提高波及系數(shù)，使注入水從波及低效區(qū)調(diào)整至波及高效區(qū)，從而達(dá)到注好水的標(biāo)準(zhǔn)。

3) 根據(jù)注采比及注水強度的理論圖版，參考地層破裂壓力及工程因素，確定了秦皇島32-6油田西區(qū)底水油藏注水定量優(yōu)化調(diào)整的技術(shù)界限。應(yīng)用該技術(shù)界限對秦皇島32-6油田西區(qū)進(jìn)行了先導(dǎo)實驗，調(diào)整后單井增油量達(dá)到10 m3/d，且日產(chǎn)液緩慢增加，為后續(xù)提液奠定了能量基礎(chǔ)，有效減緩了產(chǎn)量遞減。

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(編輯：楊 濱)

Quantitative optimization of water injection for Bohai heavy oil reservoir with bottom water:a case study of the west block of QHD32-6 oilfield

LONG Ming XU Yanan YU Dengfei LI Jun ZHOU Yanbin YANG Lei

(BohaiOilfieldResearchInstitute,TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300459,China)

How to optimize water injection and improve its efficiency during the development of Bohai heavy oil reservoir with bottom water is always a problem.The flow patterns of the injected water under different injection conditions are studied with a constant pressure water injection device.According to the basic principle of percolation mechanics, the relationship between water injection coefficient, water injection intensity, injection-production ratio and well spacing of heavy oil reservoir with bottom water is studied with gravity force consideration, and the theoretical plates of injection ratio and water injection intensity with sweep coefficient are established.According to the plates, the technical limit of the quantitative adjustment of water injection in the bottom water reservoir of the west block of QHD32-6 oilfield is put forward by referring to the formation fracture pressure and engineering factors.The pilot experiment in F8 injection and production well group in QHD32-6 oilfield is carried out.The result shows that oil increment of single well is 10 m3/d and the daily production liquid increases slowly, effectively reducing production decline of bottom water reservoir, which provides technical guarantee for the comprehensive adjustment scheme of the west block of QHD32-6 oilfield.

Bohai sea; heavy oil reservoir with bottom water; sweep coefficient; water injection intensity; injection-production ratio; well spacing; quantitative optimization of water injection; technical limit of adjustment; west block of QHD32-6 oilfield

龍明，男，工程師，2013年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京)并獲博士學(xué)位，主要從事油氣田開發(fā)地質(zhì)及油藏工程方面的研究工作。地址：天津市濱海新區(qū)海川路2121號B座1327 (郵編：300459)。E-mail：longming@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)04-0091-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.04.011

TE345

A

2016-11-03 改回日期：2017-01-11

*“十三五”國家科技重大專項“海上稠油油田開發(fā)模式研究(編號：2016ZX05025-001)”部分研究成果。