分层注水配注方法及其影响因素数值模拟研究

夏欢， 刘义刚，孟祥海，张志熊，蓝飞，曹豹，罗云龙

分层注水配注方法及其影响因素数值模拟研究

夏欢1， 刘义刚1，孟祥海1，张志熊1，蓝飞1，曹豹2，罗云龙2

（1. 中海石油天津分公司研究院，天津 塘沽 300452； 2. 东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318）

为进一步改善海上油田分层注水开发效果，对现有分层配注方法特点进行了归纳和总结，随后针对渤海SZ36-1油田典型地质油藏特征和流体物性，采用CMG数值模拟软件建立了理论模型，以累积增油量或采收率为评价指标，研究了不同配注方法在不同分注时机条件下的油藏适应性以及分注效果的影响因素。结果表明，分层注水要根据现场数据资料充裕程度和各方法油藏适应性来合理选择配注方法。在低含水时期，推荐使用剩余油法、厚度法以及存水率法；在中高含水时期，推荐使用剩余油法和存水率法；在特高含水期，推荐使用存水率法或欠注法；而地层系数法不推荐使用。对于排状注采井网，分注率愈高，增油效果愈好，推荐分注率范围为大于60%；水井分注配注误差应控制在10%以内、分注合格率应达到75%以上。

分层注水；配注方法；数值模拟；分注时机；分注率；分注合格率

渤海油田作为国内海上主力开发油田，在保障国内油气资源供给工作中发挥了重要作用，但受沉积环境和开发技术的影响，渤海油田开发过程中面临着原油黏度高、岩心结构疏松、储层非均质性比较严重等问题，目前原油采出程度有待进一步提高[1-4]。现有现场吸液剖面测试结果表明，渤海油田部分区块油藏储层吸液剖面不均一，吸液量主要集中在个别高渗透小层，层间矛盾突出，进而造成油田开发效果变差。近年来，分层注水作为调整储层吸液剖面的有效技术手段之一，在陆地油田和部分海上油田开发过程中取得了较好的增油降水效果[5-6]。与常规分层注采相比，智能分注分采具有边测边调、调配周期短、施工成本低和测调成功率高等特点[7-8]。因此，在渤海油田增油降水和降本增效的生产需求下，部分区块已经开始实施智能分层注采工艺。但能否合理选择配注方法对分层注水开发效果好坏至关重要。目前关于海上油田分层注水方法的研究多局限于不同种方法条件下的不同影响因素探讨，针对储层物性和开发时机，系统评价配注方法油藏适应性的研究较少[9-11]。因此，为进一步改善智能分注技术效果，本文针对实际储层物性，在结合油藏工程基础上，运用CMG数值模型软件探讨了海上油田智能分层注水配注方法适应性研究，研究结果为渤海油田矿场智能分注技术实施提供了理论依据。

1 分层配注方法概述

目前，水井小层配注方法有注采比法、连通厚度比例法、平均注水强度法、劈分系数法、BP神经网络法，水驱前缘法等方法，不同配注方法或多或少存在一些局限性和难操作性，因此从可操性和较为普遍运用角度，主要考虑地层系数法、厚度法、剩余油法、存水率法和欠注法。

1.1 地层系数法[12]

地层系数法主要结合储层有效厚度和有效渗透率值来实施各小层配注量设计，计算公式为：

式中:—全井注水量, m3；

h—小层有效厚度，m；

k—小层有效渗透率，10-3μm2。

1.2 厚度法[13]

厚度法主要在考虑地层有效厚度情况下来实施各小层配注量设计，计算公式为：

式中:—全井注水量，m3；

h—小层有效厚度，m。

1.3 剩余油法[14-15]

贾晓飞等基于生命旋回理论，根据逻辑斯蒂增长规律，建立可采储量采出程度与注入水体积关系式：

式中:—可采储量采出程度；

0—油田投入水驱开发初始时刻可采储量采出程度；

—水驱油田开发到极限时可采储量采出程度；

in—水驱油田注入水体积（倍孔隙体积）；

in0—油田投入水驱开发初始时刻注入水体积（倍孔隙体积）；

—与储层物性和井网等开发因素有关的系数。

参数与可根据油田实际动态生产资料，并运用最小二乘法确定；第小层可采储量采出程度R，可根据注水井吸水剖面和分层配注历史资料，得到注水量和注入水体积Δini，再代入式（3）得到，进而第小层剩余可采储量为N（1-R）。因此，剩余油法确定各层配注量计算式为：

式中:N—第层段可采储量，104m3。

该方法按照小层剩余储量比例确定注水井各小层配注量，剩余储量较高的小层配注量大，剩余储量较低的小层配注量小。

1.4 存水率法[16]

存水率定义为，注水开发油田注入量与采水量之差占注入量的比例，它是反映油田注水利用率的一个指标，也就是注入水存留在地层中的比率，与注采比关系密切。利用存水率进行分层配注就是以实现层间均衡动用、提高注入水利用率为目标，根据各分注层段的存水率与剩余油储量乘积劈分各层段配注量，其计算公式如下：

式中：Q—该井第层段注水量，m3·d-1；

P—相应采油井第层段总产水量，m3·d-1。

1.5 欠注法[17]

欠注法就是根据各注水层段累积欠注量比例劈分配注量，增加欠注量较多小层注水强度，限制欠注量较少小层配注量，以减轻层间矛盾，达到均衡动用目的。累积欠注量定义为，各层段达到含水率98%的累积注水量减去当前时刻的累积注水量。

式中：W—极限含水下第层段累计注入量，104m3；

W—当前时刻第层段累计注入量，104m3。

欠注方法除了需要利用各层段的累积注水量外，还要综合考虑各小层储层物性和开发动态，以确保层间均匀动用为目的来劈分各层段配注量。该方法的准确度依赖于各层段累积注水统计数据准确程度，因而需要大量注水历史数据支撑。欠注法劈分注水量的准确度需依赖于各层段累积注水统计数据准确程度，因而需要大量注水历史数据支撑。

从上述配注方法可以看出，不同配注方法在计算配注量时有其特定考虑。因此，针对开发过程中储层内部流体和物性动态变化的特点，实际配注量设计过程中要根据现场数据资料充裕程度和各方法油藏适应性来选择相应配注方法。

2 配注方法油藏适应性

考虑到不同分层配注方法具有不同适应特点，以及受到实际矿场施工技术和经济的限制，因而无法从实际生产角度系统对比各配注方法适用性效果，因此本文基于油田实际地质特征和流体物性，通过建立理论模型，采用数值模拟的方法对不同配注方法的油藏适应性进行了系统研究，给出了不同配注方法的适用条件。

2.1 层段划分

依据渤海SZ36-1油田Ⅱ期储层综合评价情况，建立的机理模型所采用储层参数如表1所示。

从表1可以看出，各分注层段控制总有效厚度相当，渗透率变异系数较低，且各分注层段间隔层稳定，有利于分层注采。

2.2 数值模型建立

依据渤海SZ36-1油田典型地质油藏特征和流体物性，采用CMG数值模拟软件，建立了排状注采理论模型，见图1。

该模型分三个开采层段，分别是I上、I下和II油组，概念模型地质储量191.3×104m3。其中，＝＝25，＝15，平面上和方向网格步长16 m，方向网格步长为10 m，总网格数9 375。

表1 储层参数

图1 理论地质模型

模型采用的相渗曲线见图2。

图2 油水相对渗透率曲线

设置井距200 m，其中分注井按照分注层段数设置多口虚拟注入井，进行分注模拟。储层物性和流体参数：地层原始压力14.28 MPa，地层压缩系数2.0×10-3MPa-1，油藏温度56 ℃，地面原油密度0.97 kg·L-1，地下原油黏度176.3 mPa·s，原油压缩系数13.0×10-4MPa-1，原油体积系数1.08，地层水黏度0.50 mPa·s，按照实际油藏小层解释渗透率确定各层渗透率，纵横向渗透率比0.1，孔隙度0.30，原始含油饱和度0.64。井组生产控制条件：水井定液量（500 m3·d-1）注入，油井定压（10 MPa，略高于饱和压力）生产，边井井分数0.5，角井井分数0.25。

2.3 方案设计

分注时机是分注增油效果的重要影响因素。为研究不同分注时机条件下各配注方法的油藏适应性，以合注方案为对比基础方案，将开发方案划分为含水20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%和90%等8个阶段，每个含水时刻分别采用地层系数法、厚度法、剩余油法、存水率法和欠注法进行分层配注，水驱至含水98%，共设计40组分注开发方案，见表2。

表2 各配注方法的层段配注设计

2.4 结果分析

2.4.1 分注时机影响

在配注方法不同条件下，不同分注时机累计增油量与时间关系曲线见图3。

从图3可以看出，分注时机对分注增油效果存在较大影响。在分注时机相同条件下，不同配注方法对分注增油效果影响程度存在差异。对于地层系数法、厚度法和剩余油法，当分注时机含水率小于50%时，含水率对增油量差异影响程度较小。当含水高于50%时，含水率对增油量差异影响程度较大。分析认为，水驱开发初期，原始地质储量变化差异小，因此地层系数法、厚度法和剩余油法劈分的各层段注入量相当。对于存水率法，分注时机含水率为50%左右时增油量较大。对于欠注法，分注时机含水率40%～50%时增油量最大，但过早或过晚实施分注增油量都将降低。进一步分析表明，早期实施分注的初期增油量较高，但产量下降速度较快。后期实施分注，剩余油量较少，增油潜力较小，因此增油效果较差。

图3 累计增油量与时间关系

2.4.2 配注方法影响

在不同分注时机条件下，不同配注方法累计增油量与时间关系曲线见图4。

从图4可以看出，在分注时机相同条件下，配注方法对分注增油效果存在较大影响。当分注时机含水率低于50%时，剩余油法具有较好的适应性，增油量明显高于其他方法；当分注时机含水率处于50%～90%时，虽然分注初期存水率法增油明显高于其他方法，但预测最终增油量较低，而剩余油法依然具有较好油藏适应性。当分注时机含水率在90%左右时，存水率法和欠注法预测分层配注增油量明显高于其他配注方法。地层系数法在各个时机下增油效果均较差，分析认为，地层系数法在各个分注时机，其分注效果均不理想，其原因在于地层系数与渗透率和储层厚度相关，其本质是衡量储层流通能力的，因此对于高渗和厚油层配注量大，而对于高渗层且储层厚度大的储层，注入水一旦突破形成水窜，所以各分注时机下增油效果均较差。

图4 累计增油量与时间关系

2.4.3 配注方法影响

在分注时机不同条件下，各配注方法累计增油量和含水最大下降值对比见图5和图6。

从图5和图6可以看出，在配注方法和分注时机不同条件下，累计增油量和含水最大下降值存在差异，各配注方法适应性存在差异。从预测增油量角度分析，当分注时机含水低于50%时，剩余油法预测增油量较高；当含水率50%左右时，存水率法预测增油较大。当含水率大于60%时，剩余油法预测增油量较大。在特高含水期，存水率法或欠注法预测增油量较大。当分注时机含水率高于50%时，各种配注方法预测增油量普遍下降，其中剩余油法和厚度法下降幅度较大。从含水率最大下降值分析，存水率法含水率变化幅度最大，最高可达7%，地层系数法最低。当分注时机含水率为50%左右时，各配注方法含水率下降幅度最大。综上所述，剩余油法预测增油量较高，存水率法预测含水率变化幅度最大。

图5 累增油与时间关系

图6 含水最大下降值与时间关系

3 分层注水影响影素

经过分析不同配注方法的油藏适应性，发现剩余油法具有很好的油藏适应性，因此基于剩余油配注方法，建立理论模型，开展影响水井单独分注效果的影响因素研究。

3.1 分注率影响

以笼统注采方案为对比基础方案，分注率分别设计为25%（隔3分1，即同一注水井排每隔3口分注1口水井，下同）、33%（隔2分1）、50%（隔1分1）、67%（隔1分2）、75%（隔1分3）和100%，不同分注率下分注井分布示意图见图7。

在目标区块含水为80%时，对相应水井实施分注，按照剩余油法对各分注层段进行配注，模拟20年开发效果。单独分注各方案增油效果模拟结果见表3和图8。

图7 分注井分布示意图

表3 增油效果模拟预测结果

图8 采收率增幅与分注率关系曲线

从表3和图8可以看出，分注率愈高，增油效果愈好，分注采收率增幅愈大。但随分注率提高，采收率增幅变化幅度逐渐减小。从技术经济效果方面考虑，排状注采井网，合理分注率为60%~80%。分析认为，当分注率达到一定范围时，其对储层中剩余油的控制程度和动用程度达到了最佳效果，注入水在各层波及效率已接近最大，水驱油接近最佳效果。

3.2 分注合格率影响

分注合格率一般指统计时段内（月度或季度或半年）分层注水合格层段数占总注水层段数的百分比，其中合格层段一般是指层段实际配注误差±30%以内的层段，该指标是反映分注质量的重要管理指标。以笼统注采方案为对比基础方案，在分注率50%条件下，当层段实际配注误差为10%、20%、30%和40%以及分注合格率0、25%、50%、75%和100%时，在含水80%时对相应水井实施分注。按照剩余油法进行各分注层段配注，模拟20年开发效果。单独分注各方案增油效果模拟结果见表4和图9。

表4 增油效果模拟预测结果

从表4和图9可以看出，在配注误差相同条件下，随分注合格率提高，采收率增幅增大。在分注合格率相同条件下，随配注误差增大，采收率增幅降低。当配注误差大于10%且分注合格率小于75%时，采收率增幅明显降低。由此可见，矿场配注误差应控制在10%以内、分注合格率应达到75%以上。

4 结 论

1）矿场分层配注方法主要有地层系数法、厚度法、剩余油法、存水率法和欠注法等，不同配注方法在计算配注量时有其特定考虑。实际油藏开发过程中储层内部流体和物性具有动态变化特点，因此实际配注量设计过程中要根据现场数据资料充裕程度和各方法油藏适应性来选择相应配注方法。

图9 采收率增幅与分注合格率关系曲线

2）在分注时机相同条件下，不同配注方法对分注增油效果影响程度存在差异。对于地层系数法、厚度法和剩余油法，当分注时机含水率小于50%时，含水率对增油量差异程度较小。当含水高于50%时，含水率对增油量差异幅度影响较大。对于存水率法，分注时机含水率为50%左右时增油量较大。对于欠注法，分注时机含水率40%～50%时增油量最大，过早或过晚实施分注增油量都将降低。

3）在配注方法和分注时机不同条件下，累计增油量和含水最大下降值存在差异，各配注方法适应性存在差异。总体分析，剩余油法预测增油量较高，存水率法预测含水率变化幅度最大。

4）对于排状注采井网，分注率愈高，增油效果愈好，从经济和技术角度考虑，推荐分注率范围为60%~80%；水井分注配注误差应控制在10%以内、分注合格率应达到75%以上。

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Numerical Simulation Research on Allocation Method of Separate Layer Water Injection and Its Influencing Factors

1,1,1,1,1,2,2

（1. Research Institute of China National Offshore Oilfield Co., Ltd., Tianjin Branch, Tianjin 300452, China ;2. Key Laboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery of Education Ministry,Northeast Petroleum University, Daqing Heilongjiang 163318, China）

In order to further improve the development effect of separate layer water injection in offshore oilfields, characteristics of existing separate layer injection allocation methods were firstly summarized. Then, according to the typical geological reservoir characteristics of SZ36-1 oilfield in Bohai Sea, CMG numerical simulation software was used to establish the theoretical model. The reservoir adaptability of different injection methods and the influencing factors of injection effect under different injection timing were studied by using cumulative increasing oil or recovery as evaluation index. The results shows that, in the period of low water cut, residual oil method, thickness method and water retention rate method are recommended. In the middle and high water cut period, residual oil method and water retention rate method are recommended. It is recommended to use the water retention rate method or the owe injection method in the high water cut period. The formation coefficient method is not recommended. For the row injection pattern, the higher the separate injection rate is, the better the oil increase effect will be. The recommended injection rate range is more than 60%.The injection error should be controlled within 10% and the qualified rate of injection should be more than 75%.

Separate layer water injection; Injection method; Numerical simulation; Separate layer injection timing; Separate layer injection rate; Separate layer injection qualifying rate

渤海油田智能分注分采产业化应用效果（项目编号：CCL2017TJTZLST0772）。

2020-07-21

夏欢（1989-），男，硕士，2015年毕业于东北石油大学油气田开发工程，研究方向：提高石油采收率。

罗云龙（1994-），男，东北石油大学在读硕士，研究方向：提高采收率。

TQ 341

A

1004-0935（2020）12-1567-07