中东地区典型Mishrif储层纵向水驱渗流规律

刘广为,刘 洋,杨 莉,李长勇

(1.中国海洋石油国际有限公司，北京 100020；2.中国石油国际勘探开发有限公司，北京 100020)

白垩系Mishrif组是中东地区多个大型孔隙型碳酸盐岩油田的主力储层，大多具有储层厚度大、韵律性强(通常呈现反韵律)、纵向连通性好等特征。此类油藏的注水开发经验表明[1-5]，全井段注水会出现注入水沿顶部高渗层迅速水窜的现象，导致波及效率大大降低，因此底部注水、顶部采油(以下简称底注顶采)是此类油藏常用的注水开发策略。与常规的层状油藏对应注水不同，这种注水方式纵向上渗流规律复杂，导致水驱波及规律影响因素多、油井出水原因难以把握，进而致使油藏开发调整措施难以有效制定。

对于中东地区孔隙型碳酸盐岩油田注水开发规律研究，国内外学者已经做了很多研究工作[6-14]，包括油井见水动态表现、水平井水淹模式、水淹影响因素研究，但这些成果主要集中在平面水驱规律，对于厚层油藏纵向上的渗流规律研究有所欠缺，尤其是针对底注顶采的立体井网，其水淹模式与常规面积井网有很大不同。因此，有必要针对中东地区典型的碳酸盐岩厚层油藏，开展纵向渗流规律系统研究。

B油田Mishrif油藏是中东地区一个典型的反韵律厚层碳酸盐岩油藏，现基于其注水开发实践，对底注顶采开发模式下的纵向渗流规律进行研究，并分析主要影响因素，为此类油藏注水开发效果分析及优化设计提供指导。

1 中东地区典型Mishrif储层特征

B油田Mishrif油藏的构造特征表现为北西-南东向的背斜构造，储层为开阔台地相沉积环境，主要为台内滩(礁)亚相，岩性以灰岩为主。以孔隙型储层为主，主要发育粒间(溶)孔、铸模孔、泥晶间微孔、白云石晶间孔、微裂缝和溶蚀缝以及缝合线等六种类型的储集空间，其中粒间(溶)孔是最主要的储集空间类型。储层局部区域发育有少量的微裂缝。

油藏主力储层平均厚度达80 m，净毛比超过0.9，以中孔、中低渗为主，并且韵律特征明显，主力储层表现出反韵律特征。主力储层可以分为8个小层，其中上部的1～2小层渗透率较高，下部的3～8小层渗透率相对较低，上部高渗层与下部低渗层之间的渗透率级差最高达十倍左右。纵向上局部发育中孔高渗储层，具有较强的层内非均质性。

图1 B油田Mishrif油藏纵向剖面图Fig.1 Cross section map of Mishrif Reservoir in B oilfield

油藏平面和纵向连通性都较好，油藏连通剖面图如图1所示。从平面连通关系上看，主力储层全区发育，单井钻遇率高于80%，平面连续性好。从纵向连通关系上看，其垂向与水平方向的渗透率比值(kv/kh)普遍较高，平均值为0.77，且纵向上隔层不发育、夹层局部发育。

2 注水方式及水窜现象

B油藏发育一定的边水，但整体天然能量较弱，初期主要采用衰竭式开发，生产井射开顶部物性较好的1～2小层，地层压力下降较快，并且导致沥青析出现象，造成产量递减加快。为了补充地层能量，减缓产量递减，该油藏于2016年10月开始实施注水试验方案，采用底注顶采的开发策略，注水井网类型为边缘注水加上内部点状注水(图2)，注水井射孔一般在7～8小层，平均注采井距约600 m。

目前已有四口井实施了转注，其中X1注水井组在注水半年后油井见水(该油井生产曲线如图3所示)，见水时间早于预期，通过生产测试资料及数值模拟分析，认为注入水沿顶部高渗层发生窜流。注水窜流导致该生产井产液量和产油量迅速递减，含水率快速升高，严重影响了开发效果，因此有必要对这种注水模式下的纵向渗流规律进行分析总结。

图2 B油藏典型注采井网形式Fig.2 Typical well pattern in B reservoir

1bbl=0.137 t图3 B油藏某见水生产井生产动态曲线Fig.3 Performance curve of one well in B Reservoir

3 纵向渗流规律分析

3.1 理论分析

B油田现有井网条件下，典型的注采连通模式可以简化为一注一采，如图4所示，注入水从注水井底部到达顶部生产井的流动主要有两个可能的渗流通道。

图4 B油藏某见水生产井生产动态曲线Fig.4 Performance curve of one well in B Reservoir

对于第一个渗流通道，注入水沿着低渗层底部到达生产井附近，然后向上运移到生产井，其中包含了两个主要渗流阶段：低渗层径向流和生产井附近的半球形流。对于第二个渗流通道，注入水在注水井附近向上运移，沿着高渗层到达生产井，其中也包含了两个渗流阶段：注水井附近的半球形流和高渗层径向流。

注入水在纵向上主要受到两个方面的力：重力和驱替压力。如果注入水能够进入第二个渗流通道，需要克服重力作用。其中重力梯度为

Gg=(ρw-ρo)g

(1)

式(1)中：ρw为油藏中水的密度，kg/m3；ρo为地下原油密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2。

注水井附近的驱替压力梯度可以简化为

(2)

式(2)中：Pe为地层静压，MPa；Pinf为注水井井底流压，MPa；r为与注水井的距离，m；rw为注水井井筒半径，m。

以B油田X1注水井组为例，注水井井底流压为37 MPa，地层静压为28 MPa，作出注水井附近重力梯度和油层压力梯度的曲线如图5所示。可以看出，在注水井近井地带，油层驱替压力梯度大于重力梯度，随着与注水井距离的增加，则油层驱替压力梯度可能小于重力梯度。对于该注水井组，驱替压力梯度和重力梯度曲线交点对应的与注水井距离为109 m，而实际储层中注水井射孔顶点与高渗层的距离约25 m，意味着这种储层条件下，部分注入水将会进入高渗层。

图5 注水井附近重力梯度和油层压力梯度Fig.5 Gravity gradient and reservoir pressure gradient near water injection well

由以上可知，注水压差是影响注入水克服重力作用进入高渗层的其中一个重要因素。如果控制一定的注水压差使注入水刚好不能进入高渗层，那么这种反韵律储层的顶部注入水窜现象将会大大减缓，此时的注水压差我们暂且称为“临界压差”。这意味着“临界压差”下油层驱替压力梯度与重力梯度的交点处所对应与注水井的距离，应该等于注水井射孔高差(射孔顶点与高渗层的距离)。基于B油田的基础数据，得到了该油田的“临界压差”(图6)。由于B油田大部分井组的射孔高差在30 m以内，因此注入水将很可能会窜入顶部高渗层。

图6 B油田不同射孔高差下的临界压差Fig.6 Critical pressure difference at different perforation height differences in B Oilfield

3.2 流线模拟

B油田生产实践及理论分析表明，图4中上、下两个渗流通道都可能形成，但注入水主要沿哪个渗流通道运移受到注水压差、射孔位置、隔夹层、高渗透层等多重因素的影响，下面以B油田参数为基础，通过流线模拟方法研究了这些因素对纵向波及规律的影响。

采用了一注一采井网形式下的流线模拟，模型网格系统为65×65×36，网格尺寸为10 m×10 m×2 m，垂向上划分为3个小层，其中这3个小层等厚，均为24 m，孔隙度均为18%。1小层(储层顶部)渗透率为75×10-3μm2，2～3小层(储层中部和下部)渗透率为15×10-3μm2。模型中脱气原油密度为0.92 g/cm3，地层原油黏度为0.82 mPa·s，地层原油体积系数为1.31 m3/m3，地层水密度为1.031 g/cm3，地层水黏度为0.38 mPa·s，体积系数为1.04 m3/m3，原始地层压力为43 MPa。注水井射开3小层，生产井射开1小层，注采比为1∶1，不同注水方案下的流线模拟结果如图7所示。

在模型1(即典型的底注顶采模式下)，由于顶部物性明显好于底部，顶部流线密集、压力下降较快。当注入水进入顶部高渗层后，在顶部的波及范围要大于底部的波及范围，随着生产时间的推移，顶部和底部渗流通道都可以形成，但中部小层的流线稀疏、波及程度较低。基于模型1～5，分别研究了不同因素对波及规律的影响。

3.2.1 注水压差

注水压差对底部注入水克服重力作用进入顶部高渗层有一定的影响，储层条件一定的情况下，通过调整注采速度，设置注水压差分别为6～14 MPa，对比模型中三个小层的分层相对采出程度(如图8所示，其中分层相对采出程度定义为该小层的累产油与全区累产油之比，下同)。可以看出，随着注水压差的提高，3小层的相对采出程度逐渐降低、1小层的相对采出程度逐渐增加，这意味着随着注水压差越高，注入水越容易进入高渗层，在实际生产过程中，则容易引起注入水突破快的问题，因此控制合理的注水压差对纵向的波及规律十分重要。

图8 不同注水压差下分层相对采出程度变化曲线Fig.8 Curve of stratified relative recovery under different water injection pressure differences

图9 不同射孔高差下分层相对采出程度变化曲线Fig.9 Curve of stratified relative recovery under different perforation depth differences

3.2.2 射孔位置

如图7中第2个模型所示，如果注水井全部射开，则注入水主要窜入顶部高渗层，造成油井过早水淹、底部低渗层难以动用。研究了在底注顶采情况下，不同射孔高差(即注水井射孔顶点与高渗层的距离)对波及的影响，如图9所示。射孔高差越大，2和3小层的相对采出程度越大，意味着底部注入水越难以进入高渗层，有利于增大底部低渗层波及范围、延长见水时间。

3.2.3 夹层

如图7中第3和4个模型所示，如果储层中存在夹层，对注水波及会产生影响。如果注水井附近存在夹层，则注入水大部分沿底部流动，然后在夹层控制范围外进入高渗层；如果生产井附近存在夹层，则顶部压力下降更快，绝大多数注入水进入顶部高渗层。分别研究了注水井和生产井附近存在夹层情况下，不同夹层穿透比(定义为夹层的延伸长度与井距的比值)下分层采出情况，如图10所示。

图10 不同夹层穿透比下分层相对采出程度变化曲线Fig.10 Curve of stratified relative recovery under different interlayer penetration ratios

可以看出注水井附近的夹层有利于增加下部2、3小层的波及程度，进而起到延缓见水的作用，而生产井附近的夹层则加剧了注入水进入顶部1小层，底部波及程度低，底部滞留剩余油难以动用。相比而言，注水井附近的夹层对底注顶采水驱开发方式更有利。

3.2.4 高渗透贼层

此类储层纵向上非均质性较强，局部可能发育高渗透贼层，如图7中第5个模型所示，如果储层中存在贼层，很容易造成注入水窜现象，贼层所在区域流线密度大，造成其他区域波及程度很低。以地层系数kh表征高渗透贼层的发育程度，图11所示为不同贼层发育程度下的分层相对采出程度曲线，其中模型中贼层位于2小层，可以发现，贼层发育程度越强，1小层的相对采出程度越低，说明注入水主要通过贼层和储层底部流动，注入水窜现象越严重。

图11 不同高渗透贼层发育程度下分层相对采出程度变化曲线Fig.11 Curve of stratified relative recovery under different development of thief zone

4 注水开发优化策略

在B油田当前储层条件下，根据以上分析，在注水方案设计时考虑了如下优化策略。

4.1 优化注采井网，温和注水

由于增大注采压差很可能将会加剧注入水进入顶部高渗层，造成见水时间提前，因此在保证一定注水量的前提下，可以通过适当降低单井注水量、增加注采井数比来实现温和注水，以减小注采压差。

4.2 采用水平井注水

B油田储层厚度大，纵向无隔层，连通性较好，适合采用水平井注水。一方面水平井的注入能力高，在保证一定注水量的情况下可以减小注水压差；另一方面可以增加注水井射孔顶点与高渗层的距离，延缓顶部水窜现象的出现。目前B油田已新钻一口水平注水试验井，注入测试结果表明，注入能力是周围直井注水井的3～5倍。

5 结论

(1)B油田具有以孔隙型为主、储层厚度大、反韵律、平面和纵向连通性好等特征，主要采用底注顶采开发方式。分析了其纵向渗流特征，计算得到了不同射孔高差下的“临界压差”。结果表明当前储层条件和射孔高差下，B油田的底部注入水将会窜入顶部高渗层。

(2)基于流线模拟，分析了注水压差、射孔位置、隔夹层、高渗透层等因素对反韵律储层底注顶采波及规律的影响。典型底注顶采模式下，注入水流向生产井主要存在上下两个渗流通道，其中储层顶部和底部波及程度高、中部波及程度较低；注水压差越小、射孔高差越大有利于增加中部和底部的波及程度；注水井附近存在夹层可以起到延缓见水的作用，优于生产井附近存在夹层；高渗透贼层发育程度越高，注入水窜现象越严重。

(3)基于纵向渗流规律影响因素分析结果，提出了内部温和注水和水平井注水是此类油藏底注顶采开发的有效优化策略。