改善复杂河流相稠油油田水驱开发效果对策

张 伟，许家峰，耿站立，张 鹏

（1. 海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028； 2. 中海油研究总院，北京 100028）

改善复杂河流相稠油油田水驱开发效果对策

张 伟1,2，许家峰1,2，耿站立1,2，张 鹏1,2

（1. 海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028； 2. 中海油研究总院，北京 100028）

复杂河流相油田由于先天地质条件复杂，砂体连通性难以把握，同时海上开发这类油田仍以大井距多层合采为主，加剧了注采间矛盾。以渤海B油田为例，通过油藏工程方法评价油田注水开发存在的问题，然后选取典型井组通过油藏数值模拟方法，开展注水井排液时间及合理转注时机、合理注采比、合理油水井数比等方面优化工作，提出该类油田设计注水井排液1～2年后应适时转注，合理注采比应保持在0.9左右，油水井数比保持在1.4左右，同时应优化注采井网，考虑在物性较差的河道边部部署注水井，在物性较好的河道中部部署采油井，提高注入水利用效率改善水驱开发效果。

复杂河流相；注水开发；注水时机；合理注采比；数值模拟

复杂河流相油田由于砂体河道宽度窄，横向变化快，纵向叠合差，连通性难以把握，而海上油田仍以大井距多层合采为主，加剧了这种复杂油田的注采矛盾，暴露出注采对应率差，注水不均衡，注入水利用率差等问题，另一方面统计表明目前海上部分油田注水井单井视吸水指数呈下降趋势，注入能力下降导致油田欠注，导致这类油田水驱开发效果相对较差。前人针对各种类型的注水开发油田的优化调整也做了大量的研究工作，提出了各种评价油田注水开发效果的评价方法及模式、合理注采比的计算、针对剩余油的注采井网的调整策略、合理油水井数比的计算方法、注水时机的实验及数模解决方案等，但多数都是针对单一因素提出解决方案并较少针对复杂河流相稠油油田，同时海上油田开发方式是少井高产、大井距多层合采，与陆地油田存在一定的差异，因此本文以渤海B油田为例选取典型井组建立数模模型综合考虑注采井网的调整、注水井排液时间、合理油水井数比及合理注采比等因素提出该改善该类油田水驱开发效果的对策，为类似油田的调整优化提供参考。

1 油田地质特征及开发现状

B油田为一个被南西～北东向断层和东西向断层分割的明下段断裂背斜，由三个断块构成，平面上主力砂体河道较窄（平均河道宽度为200～300 m），横向变化快，连通性难以把握；从砂体的平面展布与纵向演化规律来看，主力油组具有分流水道分叉、侧向迁移频繁等典型特征，当砂体较厚，分布面积较大时，分支流河道砂体延伸方向多变；当砂体较薄，分布面积较小时，分支流河道砂体延伸方向较为稳定。油田纵向上小层多，叠合性差，层间及层内非均值性较强，平均单井钻遇厚度仅20 m，主力油组单砂体厚度较薄（平均厚度2～6 m），地下原油粘度由东向西逐渐变大，分布区间较广（20～200 mPa·s），油田平均渗透率1 750 mD，孔隙度30%。

油田目前共有总井数166口，其中油井120口，注水井46口，目前采出程度11%，含水75%，由于自身复杂的地质条件，油田的开发过程走过了一条边开发边摸索，合注合采后分层配注优化注水与注采井网调整相结合的稳产之路，可划分为三个阶段：（1）油田建设上产阶段，该阶段单井产量低、递减快，地层压力下降快；（2）全面注水，减缓递减阶段，后期开始尝试分层配注，该阶段由于储层展布复杂导致注采不完善，合注合采层间矛盾突出，油田含水上升快；（3）全面分层配注、逐步调整完善注采井网阶段，该阶段油田基本保持稳产，地层压力下降的趋势得到遏制。

2 油田注水开发存在的问题

通过近十年来各级研究人员的共同努力，油田的开发取得了卓有成效的成果，从根本上扭转了投产初期面临的不利局面，但目前仍存在以下两方面的问题：（1）油田注采仍不平衡，欠注导致地层压力维持在原始地层压力70%左右，亟需注水补充地层能量；（2）注采井网仍不完善，加上注入水的亏空导致了油田一半左右的井处于低产液，高含水，递减率偏高的状态。下文通过油田视吸水指数、注采对应率、注采比及水驱波及系数等指标评价油田的注水开发效果[1-5]。

2.1 油田注水能力下降

由于注水井通常无井底流压数据，所以在日常分析中常用视吸水指数来表示油田或单井吸水能力的变化。统计表明，2005年至2009年油田注水量呈递减趋势，但油压呈上升趋势，视吸水指数急剧下降，截止到2014年底，油田吸水能力下降了56%，曲线呈波动式下降，酸化可在短期内提升吸水能力，但效果持续时间短。

2.2 油田注采关系仍不完善

统计油田 41个注采井组表明油田目前平均注采对应率较低，仅为0.58，其中大于0.7的14个井组占34%，0.5～0.7的12个井组占29%，小于0.5的井组15个占37%，油水井间以单向和双向连通为主，研究表明单向及双向连通影响水驱波及系数，导致注入水单向突进严重，利用效率低，进而使油井间产液量严重不均衡。利用水驱曲线方法计算41个注采井组水驱波及系数整体较低，平均为0.53，其中水驱波及系数大于0.6的有13个井组，0.5～0.6的14个井组，小于0.5的15个井组。

2.3 油田注采关系仍不完善

统计 41个注采井组阶段注采比表明注采比小于1 的有23个，1～2 之间的井组11个，2～5 之间的井组7个，表明油田的注水极不均衡，注采比过高的井组由于复杂的地质条件及较差的连通性，容易导致主力连通层形成水窜，注水利用率也较低。

2.4 油田部分注水井排液时间过长

油田目前地层压力较原始地层压力下降 5 MPa，其中投产初期滞后一年注水导致地层压力下降近3 MPa，全油田有排液历史的注水井28口，排液时间在219～2 967 d之间，部分注水井排液时间相对过长。统计表明部分井转注后的效果表明，转注后能明显减缓井组的递减率，增油效果明显,以B20井组为例，该井转注前生产402 d，累产油0.4万m3，井组月递减5.5%，转注后对应油井5口，井组产油量呈递增趋势，一年增油量3.2万m3。

3 改善水驱开发效果对策研究

针对B油田目前注水开发存在的问题选取典型井组利用油藏数值模拟方法开展注水井排液时间及转注时机、合理油水井数比及井网优化、合理注采比等方面的研究，提出改善该类油田水驱开发效果的对策。

选取的典型井组模型从油田模型中截取，并完成历史拟合。典型井组有油井3口，注水井1口，该注水井初期日产油50 m3/d，排液生产4.5 a后转注，转注前井组日产油108 m3/d，转注后日产油129 m3/d，目前该井组日产油96 m3/d，含水率80%，转注后效果明显。

3.1 注水井应适时转注保证地层能量

岩石力学实验表明，疏松砂岩储层压实后孔渗变差，地层压力降低后再次升高仅能保持物性，无法恢复，因此设计的注水井是否及时转注，确保地层能量充足十分必要。以典型井组为例，在模型中设计了投产即注水、排液1、2、3、4 a五个方案，对比该井组不同方案下累产油结果如图1所示，结果显示该注水井排液1～2 a效果最好。

另外不同岩石类型压力敏感特征差异较大，注水井转注时机也不相同。在数模中针对不同压力敏感特征的岩石，可用不同的传导率随压力变化的关系表征（图2），然后分别设计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），计算结果表明岩石压力敏感性越强，注水井排液时间越短（图3），当岩石压力敏感性极强时，投产即注水效果最好，压力敏感性一般时，排液时间可适当延长，因此实际油田中有必要针对不同岩石类型开展岩石力学实验研究，有针对性的实施注水方案。

图1 不同排液时间下井组累产油Fig.1 Accumulated oil production of well group with different drainage time

图2 不同岩石类型压力敏感性与传导率关系曲线Fig.2 The relationship between pressure sensitivity and conductivity of different types rocks

3.2 井组应保持合理注采比

针对B油田这种复杂河流相稠油油田，前人研究成果表明在后期部署调整井时，应充分考虑在物性较差的河道边部部注水井，在物性较好的河道中部部署采油井，选取平行河道交错排状的注采方式，这样既能保证较高的水驱波及系数，又能保证较高的采油速度[6,7]。

3.3 井组应保持合理注采比

复杂河流相稠油油田在注水过程中注采比的选择既要考虑地层压力的保持水平，同时也需要考虑由于注采对应率低，易形成水窜，影响水驱波及效果，因此需要找到中间的平衡点。以典型井组为例，分别设计了注采比为 0.6/0.7/0.8/0.9/1.0五种注采比方案，计算结果表明，当注采比为 0.9时，即可保证地层压力不过快下降也能增加河道边部储层较差区域的水驱波及效果，井组累产油量最高（图4）。

图3 不同岩石压力敏感性时注水井不同排液时间井组增油量对比Fig.3 Comparison of incremental oil production between well groups in different drainage time with different rock pressure sensitivity

图4 不同注采比条件下井组累产油Fig.4 Accumulated oil production of well group with different injection-production ratio

截取油田其中一个平台的典型注采井组模型为例（10注2采）为例设计4个不同注采比（3/2/1.4/1）的虚拟开发方案（图5），采取定油限液生产方式，注采比0.9，计算结果表明当油水井数比为1.4时（5注7采）井组累计采油量最高（图6）。

图5 不同油水井数比下井网分布图Fig.5 Well pattern distribution map with different injection-production wells ratio

图6 不同油水井数比下井组累产油量Fig.6 Accumulated oil production of well group with different injection-production wells ratio

4 结 论

（1）复杂河流相油田先天地质特征复杂，注采连通性差，容易导致油田注采井网不完善，水驱波及系数低，井组间注采不均衡，注入水利用率低，注水开发效果较差；

（2）典型井组基于数值模拟研究提出以下改善该类油田水驱开发效果的对策：1）开发方案设计的注水井应在排液1～2 a后适时转注，保持地层压力，同类型油田应开展岩石压力敏感性研究后确定转注时机；2）井组合理注采比应保持在0.9左右，油水井数比保持在 1.4左右，同时应优化注采井网，考虑在物性较差的河道边部部署注水井，在物性较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”国家科技重大专项“国内油气开发发展战略研究”，项目号：2016ZX05016-006。

2016-05-03

张伟（1984-），男，北京人，工程师，硕士，2009年毕业于长江大学油气田开发工程专业，研究方向：油藏工程及油藏数值模拟，从事海上油田动态分析及开发规划研究工作。E-m ail：zhangw ei21@cnooc.com.cn。