渤中BZ 油田沙二段注水时机研究及应用

凌浩川，吴 铮，孙 强，王记俊，赵 卓

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

合理注水时机的确定对油藏注水开发至关重要。注水时间早，油藏可延长自喷采油期以及提高油井产量；但是，早期注水相对晚期注水投资大、油井无水采油期缩短、不能充分利用油藏天然能量。注水时间晚，可以充分利用油藏的天然能量，减少注水投资；但是，地层原油脱气后，原油黏度升高，会降低水驱开发的效果。低渗透油藏大多数弹性能量低、渗流阻力大，加之应力敏感效应，油井投产后压力和产量下降快，并且压力、产量降低后恢复起来十分困难［1-4］。因此陆地低渗透油田一般主张超前注水以降低低渗储层应力敏感效应对注水开发的影响，提高油井的产液能力［5-7］。对于异常高压低渗油藏注水一般主张早期充分利用天然能量开发，当压力系数降至一定程度后才开始注水补充地层能量，但是关于异常高压注水时机的选择也没有统一的定论，一般而言当地层压力降至静水压力左右开始注水［8-9］。渤中BZ 油田沙二段属于异常高压低渗油藏，油藏平均埋深3 300 m，原始地层压力46.9 MPa，压力系数1.42。在充分调研陆地异常高压低渗油藏注水时机的基础上，综合考虑低渗储层应力敏感、注采压差以及水驱采收率，开展油田的注水时机研究。

1 相似油田调研

通过对陆上相似油田的调研分析可知：对于异常高压一般低渗透油藏，当地层压力下降到静水柱压力或饱和压力附近时注水时机最佳，当地层压力下降至静水柱压力0.8 倍时开始注水的油藏水驱开发效果明显较差（见表1）。

表1 异常高压油田开发状况简表[10]

渤中BZ 油田沙二段储层平均渗透率31.5×10-3µm2，原始地层压力系数1.42，也属于异常高压一般低渗透油藏，注水时机的选择对水驱开发效果影响较大。

2 注水时机研究

2.1 应力敏感对注水时机影响

根据渤中BZ 油田沙二段低渗储层的应力敏感实验数据，5 块不同渗透率级别岩心的渗透率损失率为9.84%～45.31%。渗透率为36.62×10-3µm2的岩心渗透率损失率仅为9.84%，渗透率为0.64×10-3µm2的岩心渗透率损失率达到了45.31%，渗透率越小的岩心应力敏感越严重（见表2）。但总体而言，渤中BZ油田沙二段应力敏感性表现为弱—中等偏弱。

表2 渤中BZ油田沙二段岩心应力敏感实验数据

储层初始条件下存在一定的有效应力，这会导致油藏实际应力敏感较室内实验测试的要小［11-12］。沙二段上覆岩石压力为75.9 MPa，油藏在原始地层压力条件下，储层有效应力已经接近30 MPa，在此条件下增加有效应力，其渗透率损失率将不到6%；但随着地层压力降低，储层有效应力会进一步增加，尤其在注采井近井地带会产生较大的应力敏感现象。因此对于渤中BZ 油田沙二段低渗储层而言，当有效压力大于30 MPa 时，基本可以忽略应力敏感；但当有效压力降至30 MPa 以下，则不可以忽略应力敏感对注水时机的影响（见图1）。

图1 渤中BZ油田沙二段不同岩心应力敏感实验结果

2.2 注采压差对注水时机要求

根据国内油田注水开发实践经验，为保证注水安全，最大井底压力取油层破裂压力的0.85 倍，同时根据渤中BZ 油田实测油层破裂压力计算注水井最大井口压力（见表3）。

表3 渤中BZ油田沙二段破裂压力和最大井口注水压力

式中，pf为破裂压力，MPa；pmax为最大井口压力，MPa；ps为沿程摩阻，MPa；ρw为水密度，g/m3；h为储层中深，m。

油田注水井实际最大注水压力25 MPa，最大井底压力可达58 MPa，考虑注水压差15 MPa，因此注水时地层压力最高保持水平为43 MPa，即地层压力系数1.3。渤中BZ 油田沙二段油藏饱和压力为17.8 MPa，为了防止油层脱气导致开发效果变差，油井最低井底流压保持在饱和压力的0.85，即油井最低井底流压15.1 MPa，考虑生产压差15 MPa，因此地层压力的最低保持水平为30.1 MPa，即地层压力系数为0.9。考虑注采压差，渤中BZ 油田沙二段注水时机应该在压力系数降至0.9～1.3之间。

2.3 注水时机数值模拟研究

为了研究渤中BZ 油田沙二段合理注水时机，基于目前井网（5 注14 采），分别设计了5 个方案进行数值模拟预测。当沙二段油藏压力下降至某一压力系数时开始考虑注水井保持注采平衡注水，当含水达到98%时关井，得到不同压力系数开始注水的采收率（见图2）。从数模结果可以分析得出：当地层压力系数降至1.0 时开始注水，既能充分利用异常高压油藏的天然能量，又能防止因油井脱气导致的原油黏度增加从而影响水驱开发效果。因此，渤中BZ 油田沙二段最佳的注水时机是地层压力系数降至1.0左右。

图2 渤中BZ油田沙二段不同压力系数下开始注水的水驱采收率

3 实际应用

渤中BZ 油田沙二段于2005 年2 月投产，生产7年后地层压力系数逐渐降至1.0 左右。油田自2012年开始开展注水试验，形成了目前的5 注14 采井网。实施注水以来，油田液量稳定在600 m3/d水平，年自然递减率控制在15%以内。尤其是2017 年以来通过增注和智能流场调控，在无新井实施的情况下实现了连续3年持续稳产（见图3）。

图3 渤中BZ油田沙二段注采曲线

从沙二段含水与采出程度曲线可以看出，在地层压力系数降至1.0 开始全面注水后，取得了较好的水驱开发效果，目前采出程度达到了16.3%，预计目前井网采收率能达到27.2%（见图4）。

图4 渤中BZ油田沙二段含水与采出程度曲线

4 结论和认识

（1）在充分调研陆地异常高压低渗透油田注水时机的基础上综合考虑低渗储层应力敏感、注采压差以及数值模拟结果，提出了渤中BZ 油田沙二段最佳注水时机为压力系数降至1.0开始注水。

（2）随着地层压力降低，储层有效应力会进一步增加，尤其在注采井近井地带会产生较大的应力敏感现象。因此对于渤中BZ 油田沙二段低渗储层而言，当有效压力大于30 MPa 时，基本可以忽略应力敏感；但当有效压力降至30 MPa 以下，则不可以忽略应力敏感对注水时机的影响。

（3）实例应用表明，渤中BZ 油田沙二段地层压力系数降至1.0 时开始注水既能充分利用异常高压油藏的天然能量，又能防止因油井脱气，在无新井实施的情况下通过优化注水实现了连续3年的持续稳产，取得了较好的水驱开发效果。