海上油田分注分采效果及其影響因素數值模擬
——以渤海SZ36–1油田為例

劉義剛，孟祥海，張云寶，夏 歡，曹 豹，羅云龍

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津塘沽 300452；2.東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶 163318）

渤海油田具有儲層非均質性強、原油黏度較高和巖石膠結疏松等特點[1–2]，在長期多層籠統注采開發過程中出現了水驅采收率較低[3]、注入水利用率低和中低滲透層動用程度較低等一系列問題[4–5]。分層注水作為解決注水開發層間矛盾的主要手段之一，已在陸地油田得到了廣泛應用并取得了良好的降水增油效果。近年來，渤海油田為改善層間驅替不均的情況，在 SZ36–1、LD5–2和BZ28–2S等油田陸續實施了智能分注分采工藝，都較好地提高了水驅開發動用程度[6–8]。雖然分層注水能改善注入端層間矛盾問題，但對于多層合采帶來的開發問題仍作用有限，因此，在分注的基礎上開展油井分采研究是必然趨勢。

目前，國內關于海上油田分層注水在工藝技術方面的研究較多，但從油水井出發，進行“分注+分采”工藝對水驅開發效果影響的研究較少[9–10]。截至目前，油田開發的注水工藝經歷了籠統注采、同心注水、橋式偏心注水、集成式注水、智能分注等5個重要階段。分層注水工具也由簡單到復雜，尤其在防砂、防蠟、斜井、定向井、深井等方面，應用了具有不同適應特點的分層注水設備，且油田實際應用效果較好。雖然目前的分層注水無論是在技術還是設備方面都日趨完善，但通過采出井分析分采效果以改善分采工藝、優化參數調配和生產制度等方面的研究卻有所欠缺。因此，為進一步指導渤海油田水驅開發效果，本文將渤海SZ36–1油田井網狀況完善、儲層分布較均一、且包含智能分注分采井的D平臺和M平臺作為研究目標區塊，建立符合該區塊儲層特征的典型地質模型，并在此基礎上研究籠統注采、水井單獨分注和“分注+分采”三種注采方式下的增油效果，以及影響“分注+分采”增油效果的因素，為該區塊實施分注分采選井和參數調配等提供決策依據。

1 模型建立

根據渤海SZ36–1油田D平臺和M平臺油藏地質特征，利用CMG油藏數值模擬軟件建立的排狀注采井網精細分注分采理論模型如圖1所示。按照分注或分采層段數設置多口虛擬注入井或生產井，進行分注分采模擬。該模型分三個開采層段，上層段對應實際油藏I油組1、3小層，中層段對應實際油藏I油組4小層，下層段對應實際油藏I油組5、6小層，而實際油藏I油組2小層發育差，在模型中未考慮。為體現實際油藏中每個小層下存在的一個或多個砂體，將模型中的小層再進行細分，得到的每一個細分小層表示一個砂體。其中細分小層號3，6，10和13表示隔層。各分注層段靜態參數和物性參數見表1。理論模型地質儲量646.4×104m3，井距和排距分別為180 m和320 m。模型網格設置為37×65×15=36 075個，其中，平面上X、Y和Z方向網格步長為10 m。地層原始壓力14.28 MPa，油藏溫度56 ℃，地面原油密度0.97 g/cm3，地下原油黏度176.3 mPa·s，原油體積系數1.08，地層水黏度0.5 mPa·s，各層滲透率按照實際油藏小層解釋滲透率統計值給定，縱橫向滲透率比為0.1，層段滲透率級差達到3以上，縱向非均質性較強，孔隙度30%，原始含油飽和度64%。井組生產控制條件為水井定液量（300 m3/d）注入、油井定產限壓（300 m3/d，5 MPa）生產、邊井井分數0.50、角井井分數0.25。模型油水相相對滲透率曲線如圖2所示。

圖1 D平臺和M平臺排狀注采井網理論模型

表1 各分注層段靜態參數和物性參數

圖2 油水相相對滲透率曲線

2 三種注采方式效果對比

對建立的理論模型分別進行了籠統注采、水井單獨分注和“分注+分采”三種方式為期20 a的開發效果模擬，實施分注的時機設定在含水率為80%。采用籠統注采方式，其水驅采收率為32.43%；采用水井單獨分注方式，其采收率會隨分注率而變化。以籠統注采方案為對比基礎方案，分注率分別設計為25%（隔3分1，即同一注水井排每隔3口水井，分注1口水井，下同），33%（隔2分1），50%（隔1分1），67%（隔1分2）和75%（隔1分3）。水井單獨分注時，不同分注率下儲層模型低滲透層段剩余油飽和度分布情況如圖3所示。

由于儲層縱向非均質性強，籠統注水會造成縱向上的剩余油多富集于低滲透層段；由低滲透層段剩余油飽和度分布（圖3）可知，平面上剩余油主要分布在遠離分注井的籠統采油井附近。隨著分注率的增加，籠統采油井附近的剩余油逐漸減少，這表明水井實施分注且隨分注井數的增加，可有效減少籠統注水井注入水的“低效無效”循環，增加中滲透層段和低滲透層段的有效注入量，擴大中滲透層段和低滲透層段的水驅波及體積，降低籠統采油井附近的含油飽和度，從而提高水驅采收率。

考慮到現場水井分層注入雖能改善注入端吸水剖面，但由于層間繞流，采出端會出現產出剖面不均等問題，所以單獨實施分注很難取得最佳的開發效果。因此，在水井分注條件下對剩余油分布較高的籠統采油井實施分采，可以有效提高這部分剩余油動用程度。表2列出了三種注采方式下模擬預測的對比結果，其中，增幅以籠統注采方案為對比基礎，“分注+分采”方式是在分注率為25%，33%，50%，67%和75%條件下，含水率為80%時選取相應油井（藍色圈定區域）實施分層采油，并按照剩余油法對“分注+分采”方式下的各層段進行配產配注。

從表2可以看出，無論是單獨分注還是“分注+分采”，其水驅采收率隨著分注率的增加而增加，但采收率值逐漸趨于一個穩定值，即采收率增幅逐漸變緩，這表明實施分注水井的數量并非越多越好，而是存在一個最優分注率。在考慮經濟效益的條件下，對于排狀注采井網，單獨分注的最優分注率為67%，而“分注+分采”最優分注率為33%。分析認為，當分注井增加到一定數量時，其對儲層中剩余油的控制程度和動用程度達到最優值，此時再增加分注井對油田提高水驅采收率貢獻不大，因此對于實際油田，若各區域地質條件、油水井之間連通性、儲層物性、流體性質、滲流條件等差異不大，確定最優分注率不僅可以減少注水設備成本，還可以極大地提高水驅采收率。由單獨分注和“分注+分采”方式下采收率增幅與分注率的關系（圖4）可知，在分注時機相同的條件下，隨分注率提高，“分注+分采”方式的采收率增幅呈現“先升后降再升”的趨勢，單獨分注方式的采收率增幅呈現“先升后平穩”的趨勢，兩種方式的采收率增幅差值均呈現逐漸降低的趨勢。與單獨分注相比，在分注率相同的條件下，“分注+分采”方式的采收率增幅高于單獨分注方式的采收率增幅。由此可見，分采可有效動用采油井附近的剩余油，提高儲層中各小層剩余油動用程度，但隨分注率的提高，分采作用效果逐漸減弱。分析認為，在分注率較低時，籠統注水井數量較多，層間矛盾使注入水沿高滲透層突進，水竄至采出井井底，導致遠離分注井的籠統采油井附近的中滲透層和低滲透層內剩余油量多，對這些籠統采油井實施分采能有效動用油井附近中滲透層和低滲透層內的剩余油，但隨著分注率的增加，由于分注作用的不斷加強，各小層注入水前緣較均勻驅替，擴大了水驅波及體積，控制程度不斷增加，油井附近剩余油量逐漸降低，因此，利用分采提高采收率的效果隨著分注率的增加而逐漸減弱。

圖3 低滲透層段剩余油飽和度分布

表2 不同注采方式模擬預測對比結果 %

3 “分注+分采”影響因素分析

通過三種注采方式對比發現，“分注+分采”可有效提高水驅采收率。在目前渤海油田已實施分注的情況下，若過早實施分采會增加油田初期建設成本，過晚實施分采又不利于提高水驅采收率，那么什么時機實施分采最合適？再加上渤海油田海上操作平臺空間有限，井間距大，在油水井加密條件下，合理井排距比又是多少？其對改善平面非均質性的效果又如何？針對上述考慮和疑問，分別開展了分采時機、井排距比和平面非均質性對“分注+分采”方式改善水驅開發效果影響的研究。

3.1 分采時機對“分注+分采”開發效果的影響

圖4 采收率增幅與分注率關系

當油井含水率為80%時，在水井單獨分注的情況下，相應油井含水率呈現“先下降后上升”的變化規律（圖5）。依據單獨分注方式含水率的變化規律，將分層采油時機依次設定為分注初期、含水低值期、含水恢復期、含水上升期、含水90%和含水95%等6個時間節點。

以籠統注采為對比基礎方案，對水井進行分注，對相應油井在不同含水率條件下實施分采，且分采率為25%，按照剩余油法對水井和油井進行各層段配產配注，模擬20 a開發效果。

圖5 單獨分注方式油井含水率與時間關系

由表3可知，在油井實施分采的條件下，隨含水率升高，“分注+分采”方式的采收率增幅呈現“先升后降”的趨勢。表明實施分注后立即實施分采或者過晚實施分采，均不利于注入水在非均質儲層中產生均勻驅替，“分注+分采”方式增油效果會減弱。從技術和經濟角度考慮，油田最佳分采時機約為含水率90%。分析認為，分注后與分注井相鄰的油井低滲透層段產液量可明顯增加，動用程度會提高，但過早地將與分注井相距較遠的油井實施分采，會導致分采井低滲透層段產液量提高，使得分注井低滲透層段注入水分配到未分采油井的液量減少，從而降低了未分采井對低滲透層段的動用程度；而較晚實施分采，未分采井含水已很高，低滲透層段分注井與未分采井間水流優勢通道已形成，即使相應油井實施分采，注入水已很難達到均衡驅替，從而使得整體開發效果變差。

表3 不同分采時機增油模擬效果

3.2 井排距比對“分注+分采”開發效果的影響

由于渤海油田井間距較大，因此井網布置對水驅開發效果也是主要影響因素之一，井排距不同，井間干擾程度不同。井距與排距比值（井排距比）愈小，同一井排各油井間干擾程度愈強，反之，干擾程度愈弱。以籠統注采為對比基礎方案，在排距320 m固定不變的條件下，設定不同井距，使井排距比分別為0.50、0.75、1.00、1.25、1.50、1.75和2.00。在含水80%時實施“分注+分采”，分注率為50%，分采率為50%，按照剩余油法進行各層段配產配注，模擬20 a開發效果。

由表4可知，無論是單獨分注還是“分注+分采”隨著井排距比的減小，其水驅采收率越來越大。表明提高油水井分注數量，縮小井間距能有效擴大注入水波及體積，提高剩余油動用儲量，提高采收率。由圖6可知，無論是單獨分注還是“分注+分采”，隨井排距比增大，采收率增幅均呈現“先升后降”的趨勢，單獨分注和“分注+分采”方式的合理井排距比分別為1.00和1.25。此外，隨井排距比增大，“分注+分采”與單獨分注方式之間的采收率增幅差值逐漸增大，“分注+分采”方式對提高增油效果更顯著。分析認為，隨井排距比增加（即井間距相對排間距增大），一方面，油井由于分采造成的低滲透層段產能降低幅度變??；另一方面，分采井與分注井間距增大，由于對應油井分采的協同作用，與分注井相鄰的未分注水井水驅擴大波及體積作用增強，使得未分注水井低滲透層段注水強度增加，從而提高了低滲透層段的動用程度。

表4 不同井排距比增油模擬效果

圖6 采收率增幅與井排距比關系

3.3 平面非均質性對“分注+分采”開發效果的影響

從單個分注井或分采井角度分析，分注或分采均可改善油藏層間縱向非均質性；從分注分采井網角度分析，分注井或分采井措施可以改變平面剩余油分布，進而可改善平面非均質性造成的平面突進問題。為研究平面非均質性（主要考慮滲透率的分布差異）對“分注+分采”方式增油效果的影響，設計滲透率非均勻分布的地質模型（降低中部區域油井附近滲透率，高滲區域滲透率保持不變）（圖7）。

以籠統注采為對比基礎方案，在分注率為50%的條件下，當油井含水80%時實施“分注+分采”，分采油井為中部低滲區油井。按照剩余油法進行各層段配產配注，模擬20 a開發效果。

由表5和圖8可以看出，平面非均質性對儲層剩余油分布存在影響。若單獨分注低滲透區域，則分層注入水前緣呈“三角形”推進至單一油井；而實施分采后，低滲透區域流場發生改變，分層注入水前緣呈“矩形”向前推進，能夠較均衡地驅替至鄰近多口油井，從而擴大了水驅波及體積，提高了水驅動用程度。即當平面低滲透區域油井實施“分注+分采”時，低滲透區域剩余油飽和度降低，增油效果增強，采收率增幅較單獨分注增加0.81%。因此，對于平面非均質性強的油藏，通過“分注+分采”方式可調整平面矛盾，實現剩余油挖潛。

圖7 平面滲透率非均質性分布示意圖

表5 不同注采方式增油模擬效果 %

4 結論

圖8 不同注采方式低滲透層段剩余油飽和度分布

（1）對于排狀注采井網，由于受儲層非均質性影響，平面上剩余油主要分布在遠離分注井的籠統采油井附近，實施分采可以有效提高這部分剩余油動用程度。無論單獨分注還是分注分采，隨著分注率增加，水驅采收率增加幅度逐漸變緩，因此存在一個最優分注率。單獨分注方式的最優分注率為67%，“分注+分采”方式的最優分注率為33%，隨著分注率的繼續增加，分采作用效果會逐漸減弱。

（2）水井實施分注以后，油井過早或者過晚實施分采，均不利于注入水在非均質儲層中產生均勻驅替，“分注+分采”方式下增油效果會減弱。結合技術和經濟角度分析，油田最佳分采時機為含水率90%。

（3）無論是單獨分注還是“分注+分采”，隨井排距比增大，采收率增幅均呈現“先升后降”的趨勢，單獨分注和“分注+分采”方式的合理井排距比分別為1.00和1.25。

（4）對于平面非均質性強的油藏，當平面低滲透區域油井未實施分采時，注入水前緣呈“三角形”推進，而當平面低滲透區域油井實施分采時，注入水前緣呈“矩形”向前推進。通過改善驅替前緣，提升增油效果，有利于平面非均質性強的油藏進行剩余油挖潛。