渤海S油田细分注水合理界限的研究

魏 舒,李凌宇,邓景夫,张国浩,张俊廷

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

细分注水[1]指尽量将油层性质相近的小层放在一个防砂段内注水，其作用是减轻不同性质油层之间的层间干扰，是高含水期油藏改善注水效果、提高水驱采收率[2]的有效措施之一。

目前，细分注水技术在国内陆地油田[3-6]已获得推广应用。克拉玛依油田20世纪50年代就开始应用分层注水技术，冀东油田也进行了相关试验。在早期分注后大庆油田又陆续对各层系进行细分调整，如喇嘛甸油田细分注水试验、杏北油田“666”细分注水标准，为稳油控水奠定了基础，经济效益显著提高。国外油田[7]也进行过相关试验探索，如罗马什金油田细分层系高压注水试验。但是，关于海上油田相关研究还比较缺乏。

海上油田受经济产量的限制，采用大井距和多层合注合采的开发方式，随开发时间延长，层间干扰会越来越严重[8-10]。渤海S油田作为海上多层常规稠油油田，在注采结构调整[11]和细分层系后，注水井仍存在注水层段厚度大、小层数多、储层非均质性强的问题。因此，我们综合油藏数值模拟、测试资料统计和经济评价，针对海上多层常规稠油油藏细分注水的合理界限展开研究。

1 细分注水影响规律研究

使用S油田数据建立机理模型，采用油藏数值模拟的方法从动静态两个方面研究细分注水的影响因素[12-15]，包括储层韵律性、原油粘度、渗透率级差、注水层段小层数和细分注水时机。模型网格数为21×21×9，横向步长为DX=DY=35m，纵向上五个小层间设有4个隔层，小层厚8m，隔层厚2m，无边底水。

模型中基本参数、PVT数据以及相对渗透率曲线均采用S油田数据。为了便于对比，设置模拟结束条件：当油田综合含水率达到98%，单井产油量低于5m3/d时，模拟停止。根据数值模拟结果，确定了影响细分注水合理界限的主控因素:储层非均质性(渗透率级差)和注水层段小层数，具体结果见表1。

表1 细分注水影响规律研究结果

2 合理技术界限的确定

在油价为36.23美元/桶的条件下，以细分注水有经济效益为划分依据，油藏数值模拟研究表明：S油田原油粘度属于细分注水有经济效益的范围之内；当渗透率级差高于5.0、注水层段小层数低于5层时细分注水有经济效益，以原油粘度和渗透率级差为例，如图1所示。

图1 油藏数值模拟确定细分注水合理界限图版

通过现场实际测试资料统计分析，以层段动用程度大于75%为划分依据，得到油田在Ⅰ类开发水平下的细分注水合理界限图版，以注水层段小层数为例，如图2所示。

最终，经过综合研究分析，提出海上多层常规稠油油藏细分注水合理技术界限：注水层段之间分布有稳定隔层；注水层段小层数小于5层；注水层段内渗透率级差小于5.0；注水层段内砂岩有效厚度小于16.0m。

图2 注水效果影响因素确定细分注水合理界限图版

3 细分注水实际矿场应用

2016年11月，对细分层系试验区一口注水井B1井进行分层调配，分层调配前B1井为合注，分层调配后B1井为4段分注，各层段参数均低于细分注水界限。由B1井与其受效油井O1井生产曲线可以看出，分层调配之后，O1井日产油增加近15m3，含水率降低近6个百分点，降水增油效果较好(图3)。

因此，据细分注水合理界限，对一口新打调整井B2井进行细分注水。其中，B2井的有效生产厚度为52.1m，共细分为4段。由于S油田各小层展布较稳定，通过对比B2井与未进行细分注水的邻井B3井的分层数据，认为两者储层特征相似，可比性较强。

图3 注水井B1井与油井O1井生产曲线图

根据两口注水井的吸水剖面数据(图4)可以看到，经过细分注水之后的注水井，吸水层数增加5个小层，吸水砂岩厚度比例提高60%左右，且整井各个小层吸水较为均衡。

综上认为，细分注水合理界限适用性较强，并可进一步推广至其它海上油田。

图4 B2井和B3井各小层相对吸水量对比图

4 结论

(1)通过油藏数值模拟机理研究,筛选出储层非均质性、注水层段小层数作为细分注水合理界限的量化因素。

(2)结合油藏数值模拟法、测试资料统计分析和经济评价，确定了海上多层常规稠油油藏在油价为36.23美元/桶时的细分注水合理界限：注水层段之间分布有稳定隔层；注水层段小层数大于5层；注水层段内渗透率级差大于5.0；注水层段内砂岩有效厚度大于16.0m。

(3)分析S油田实际矿场应用效果，认为细分注水合理界限适用性较强，并可进一步推广至其它海上油田。