碳酸盐岩油藏中高含水期注水评价及优化

谢 昆，李德鹏，陈朝辉，范乐宾，祁成祥，刘凤霞

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中海油国际有限公司，北京 100020）

随着我国石油勘探开发进程的不断深化，碳酸盐岩油藏探明储量产量不断增加，其在我国石油工业中占有越来越重要的地位，在渗流机理储层特征和采油机理复杂[1]。对于注水开发的碳酸盐岩油藏，注入水易沿裂缝发生水窜，导致开发效果不佳，注水实施及注水评价存在极大难度[2]。目前，国内外碳酸盐岩油藏中高含水阶段大规模注水开发实践及经验较少，因此有必要开展有针对性的注水评价及注水优化的研究，以某典型碳酸盐岩油藏中高含水阶段注水开发为研究目标，多维度评价注水开发效果，期望得出注水开发动态响应特征及注水效果的影响因素，提出注水优化重点，并为类似复杂碳酸盐岩油藏提供开发实践的借鉴。

1 地质油藏特征

目标油藏位于印尼雅加达北部的爪哇海，受东西走向背斜构造控制，发育一系列北东向正断层。油藏类型为带气顶的构造块状边底水灰岩油气藏，储层平均孔隙度23%，渗透率0.1～100 mD，为高孔中渗储层。储集空间类型复杂，储层非均质性强，渗透率级差大，主要发育孔洞、印模孔、粒间孔、泥岩微孔隙、压溶缝及微裂缝。钻井过程中出现多次严重泥浆漏失，通过岩心描述和漏失分析，证明油藏裂缝发育。

2 注水效果分析

初期为天然能量开发，随地层压力下降，分别在油气界面和油水界面附近同时进行注水，以实现边部与内部同步地层能量的补充，同时，内部注水形成水障防止气顶侵入油层。

注水初期，采用了3～5 的注采比强化注水，油藏压力迅速回升，但超注严重，油井大规模水窜，部分油井暴性水淹，综合含水快速上升，产量呈递减趋势，仅一年时间，含水率由72%上升到83%，日产油降低10%。注水开发中后期，调整注采比，将日注水量降至初期的一半，含水基本稳定，产量有所回升，处于高含水低水平稳产阶段，整个注水期开发效果不理想（见表1）。

表1 注水前后开发指标对比表

3 注水开发指标分析

3.1 水驱采收率

由油田含水率与采出程度关系（见图1），注水期间油田采出程度由9.8%增至13.4%，增加幅度较小，但含水率上升快，由72%上升至95%，同时，采收率由25%下降到20%以下，开发效果变差。

图1 含水率与采出程度关系曲线

3.2 存水率

存水率反映注入水的利用情况，注水期间油田累积存水率35.1%。存水率随含水率变化趋势（见图2）。注水初期，为快速补充地层能量，采用高注采比强化注水，存水率也较高70%～90%；随含水率上升，存水率下降，注入水通过裂缝及高渗通道排出，没有形成有效驱替，且随含水率不断升高，存水率呈断崖式加速下降，注水开发效果逐步变差；同一含水率，在一定范围内，注采比越大，存水率越高，因此，在含水率得到有效控制的前提下，适当提高注采比是提高存水率及注水效果的一条途径。

图2 存水率随含水率变化关系曲线

3.3 水驱指数

水驱指数用以评价注入水在地下所发挥的驱油作用，水驱指数随含水率变化趋势（见图3）。同存水率随含水率变化规律类似，油田初期强化注水，水驱指数较高10%～15%，随含水率上升，水驱指数呈加速下降趋势，注水开发效果逐步变差。

图3 水驱指数随含水率变化关系曲线

3.4 含水上升率

由含水上升率随含水率变化关系看（见图4），注水初期，含水上升率快速升至19.2%，油田迅速进入中高含水期；随含水率逐渐升至90%以上，高强度注水形成的窜流通道基本稳定，含水上升率随含水率的增加有所降低，但油田始终保持在高含水阶段，水淹仍比较严重，注入水的无效水循环加剧。

图4 含水上升率随含水率变化关系图

3.5 地层压力

由储层压力变化可以看出，注水油藏压力响应迅速，年回升速度达620.5 kPa。大规模的高强度注水，沟通了原本独立的裂缝系统，增大了裂缝开度，提高了裂缝导流能力；压力恢复与油水井连通性及注采对应关系显著，部分油井由于没有注水井的能量补充，地层压力没有得到有效恢复。

3.6 递减率

递减率分析主要考虑不同生产阶段的特点，划分为衰竭开发阶段、注水前期的强化注水阶段及注水后期的注采比调整阶段，年平均递减率分别为29.3%，8.4%，3.6%（见图5）。

图5 不同开发阶段递减率变化曲线

衰竭开发阶段：油藏压力持续下降，边底水水侵加剧，裂缝产能早期已释放完毕，基质储量未得到大规模动用，产量递减最快。强化注水阶段：地层能量迅速回升，产量递减程度得以缓解；但高强度的注水沟通甚至扩大了储层裂缝及微裂缝系统，大规模油井注水突破；总体来看，相比衰竭开发，强化注水阶段产量递减明显缓解。注采比调整阶段：降低了注采比，含水趋于稳定；同时，注水强度的变化加快了裂缝与基质系统间的物质和能量交换，达到了稳产的效果。

3.7 无因次采液、采油指数

由无因次采液指数及无因次采油指数随含水率变化看，注水阶段，随含水率上升，无因次采液指数升高，无因次采油指数下降；进入高含水期，存在一个临界含水率，当含水率超出临界值仍得不到控制，无因次采液指数及无因次采油指数随含水率增加将会发生剧烈变化。对于本油藏，含水率临界值为95%，目前综合含水94%左右，处于相对低产稳产水平，油田产能面临严峻挑战。

4 注水优化研究

综上所述，对于裂缝相对发育的碳酸盐岩油藏，注水的“双刃剑”特点突出，注水可以快速补充地层能量，却又极易导致水窜。注采井网的部署与裂缝系统的分布不匹配，未考虑裂缝方向性，导致部分井不受效，部分井却过快见水；同时，盲目追求能量补充的高注采比，导致注水快速突破。因此，提出基于储层裂缝及非均质性研究的碳酸盐岩油藏储层描述技术是油田精细注水的基础，科学合理的注采井网及注水制度是实现油田高效注水的保障。

4.1 井网优化

大量碳酸盐岩油藏的开发实践[3-4]表明，只有合理的注采井网部署才能获得较好的注水开发效果。针对该油田目前已部署井网及注水开发模式特点，井网优化需重点考虑注采井网与裂缝系统的配置关系。在充分考虑裂缝分布及走向的基础上，设计注采调整井网，制定排状注水、井排方向平行于裂缝方向、排间井位交错部署的井网调整策略。

在基于地震反演、应力场及注采动态受效关系的裂缝分布预测的基础上，建立了考虑裂缝与基质系统的双重介质油藏模型，用以注水优化的研究。

井网优化效果表明：与优化井网相比，虽然基础井网初期日产油水平较高，但地层压力下降快，导致后期油田日产油水平下降；优化井网含水虽然较高，但基本可稳定在95%以下。综合看来，优化井网的开发效果优于基础井网。

不同井网下，基质与裂缝系统采出程度的结果（见表2）表明：（1）不论何种井网，由于裂缝的高渗特性，裂缝系统中的原油更易采出，其采出程度均达到较高水平，且远高于基质系统；（2）基质系统储量占比大，且难以动用，采出程度低，基质储量的开发是决定油藏采收率的关键；（3）优化井网由于更加考虑了裂缝系统在开发中的双刃剑特性，可以提高基质及裂缝系统储量动用程度。

表2 不同井网下基质及裂缝系统采出程度对比表

4.2 注采比优化

不同注采比下开发效果（见图6）表明：存在一个合理注采比，既能保障采出程度最大化，又可控制综合含水在适当水平；该条件下，油田最优注采比为0.8，说明在碳酸盐岩油藏开发中高含水阶段，温和注水效果更好，不宜采用较大注采比。

图6 不同注采比下产能预测图

5 结论

（1）碳酸盐岩油藏注水开发动态响应敏感且复杂：存水率随含水率上升而下降，后期存水率呈断崖式加速下降；水驱指数在注水初期较高，随含水率上升，水驱指数呈加速下降趋势；含水上升率在注水初期快速升高，进入中高含水期后，含水上升率随含水率的增加有所降低，仍保持在高含水水平；油藏压力在高强度的注水阶段响应迅速，压力恢复与油水井连通性及注采对应关系显著；递减率受地层压力及含水率等多因素影响，强化注水地层能量迅速回升，但会导致大规模油井注水突破，产量递减加剧，降低注采比，注水强度的变化可加快裂缝基质间的流体流动，达到稳产效果；随含水率上升，无因次采液指数升高，无因次采油指数下降，当含水率超出临界值，无因次采液指数及无因次采油指数随含水率增加将会发生剧烈变化。

（2）对于碳酸盐岩油藏，注水的“双刃剑”特点突出，注水可以快速补充地层能量，却又极易导致水窜，尤其裂缝发育区。提出基于储层裂缝及非均质性研究的碳酸盐岩油藏储层描述技术是油田精细注水的基础，科学合理的注采井网及注水制度是油田高效注水的保障。

（3）井网部署需重点考虑注采井网与裂缝系统的配置关系，井排方向平行于裂缝方向，排间井位交错部署，采用一排注水井、一排采油井相间隔的线性注水方式可取得较好的开发效果，合理的井网可以提高基质及裂缝系统储量动用程度，但不宜采用较高注采比。