渤海B油田边水对注水井调剖调驱效果的影响研究

吴雅丽，敖文君，张 宁，侯 岳，阚 亮，王成胜，田津杰.

(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.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

对于非均质油藏，长期的注入开发，注水突进指进现象也越严重，其开发效果也会变差。对于进入高含水期的注水开发油田，采用调剖调驱技术成为了注水开发油田的稳油控水的重要技术之一[1-3]。目前调剖调驱技术已经在陆地油田与海上油田得到了广泛的应用，并取得了很好的稳油控水的效果[4-6]。对于调剖调驱技术：一方面通过调驱体系的加入来提高注入体系的黏度，降低水油流度比，扩大波及面积；另一方面，调剖剂的加入，对非均质储层的高渗透率层进行封堵，迫使后续注入流体转向中、低渗透率层，提高中、低渗透率层的动用程度，提高油田采收率[7-9]。

渤海B油田位于渤海海域，其孔隙度主要在20.7%～28.7%之间，平均值24.2%，渗透率分布范围165.2～7 674.1 mD，平均渗透率为1 806.7 mD，为中孔高渗油藏，且油藏具有较强的非均质性，原油地层密度0.793～0.840 g/cm3，地层黏度为2.66～7.54 mPa·s，地层饱和压差13.881～16.191 MPa。受油田非均质性影响，造成注水突进严重；油田各井组存在不同程度的边底水，见水后突进严重，因此有必要根据该油田的生产特征，进行水体影响下的调剖调驱效果分析[10-12]，以提高油田的开发效果，同时为渤海其他类似油田提供理论依据。

1 地层参数与数值模型的建立

根据渤海B油田边水油藏的地质特征与油气藏特征，采用数值模拟软件建立了适合调剖的边水油藏数值模拟模型，研究了油藏在注水开发条件下，边水对含水率、产油量，含油饱和度的变化规律，同时，分析了调剖下，边水能量对稳油控水效果的影响。建立的油藏数值模型参数如下：模型纵向剖面尺寸为10 m×10 m×30 m，网格划分为50×50×1，平均油藏渗透率为1 000 mD，为了纵向渗透率与横向渗透率比例为0.1，为了更好地研究边水对水平井开发效果的影响，在水平方向了建立了优势通道，其渗透率为20 000 mD，模拟边水能量对生产的影响，原始含油饱和度为0.773，原油黏度为7.54 mPa·s。

边水数值模型如图1所示，通过加大孔隙体积的方式来实现不同水体的大小，即不同的水体能量。在开发生产过程中，在定液生产过程中，油藏整体压力保持平衡的状态，因此当加入边水后，水体的侵入并不会很明显，这种情况下不宜于研究边水的影响[13]。针对这种问题，选择定井底压力的生产方式进行研究，设定注采方式为一注一采。研究采用不同水体倍数的水驱模型与调剖模型各9组进行对比试验，模拟方案见表1。

图1 边水油藏数值模拟模型及初始含油饱和度Fig.1 Numerical simulation model of edge water reservoir

2 水体倍数对水平井注水开发效果的影响

2.1 含水及累产油的变化

若边水油藏开发过程中，边水能量过低，则随着开发的深入，水平井附近的地层能力得不到及时的补充，导致水平井附近压力会逐渐降低，如果边水能量过高，虽然地层能量得到了有效的补充，但同时会导致边水延优势通道突进严重，含水上升加快[14-15]，为了优化边水能量对生产的影响，在采用定井底压力生产的生产制度下，对加大水体倍数后产油与含水的变化进行了比较，从图2可以看出，在开发过程中，随着水体倍数的上升，油井的产油量上升迅速，当水体倍数在10倍以下时，累积产油量逐渐增加，但增加幅度变化不是很大，水体倍数超过10倍后，累积产油增大幅度增大，其原因是地层能量得到了有效的补充[16-17]，但并不是水体倍数越大越好，结合图3边水倍数对含水上升的影响可以看出，随水体倍数的增加，同一生产时期，生产井的含水率也更高。

图2 边水倍数对累产油的影响Fig.2 Influence of edge water multiple on cumulative oil production

图3 边水倍数对含水上升的影响Fig.3 Influence of edge water multiple on water cut rise

2.2 含油饱和度的变化

图4 不同水体倍数含油饱和度变化Fig.4 Change of oil saturation in different water multiple

水体倍数的增加，累产油增加，但含水升幅度也增加[20]，为了更合理的确定边水油藏注水开发过程中，合理的水体倍数，选取生产3年后，对油藏模型的含油饱和度变化规律进行了分析，如图4所示，可以看出，无水底时，注水开发过程中，注水立即从优势通道突进，注水波及面积主要在优势通道附近，产油量低，开采效果很差，随着水体倍数的增加，水侵量逐渐增加，地层能量得到补充，地层压力可以保持程度提高，促使注水开发过程波及面积增大，含油饱和度降低，产油量得到提高[18-19]。结合图2、图3水体倍数对含水及累产油的变化规律，对于有边水的油藏，在注水开发过程中，最佳的水体倍数为10倍，即可以较大幅度的提高产油量，同时边水突进不会过快，含水上升幅度也不会太快。

3 水体倍数对水平井调剖效果的影响

为了更好地模拟边水突进对生产动态的影响，所建立的边水油藏数值模型中建立了优势通道，优势通道的建立也加快了注水开发过程中，边水的快速突进，在此基础上了，通过数值模拟，进一步研究了水平井调剖条件下，水体倍数对开发效果的影响，并与未调剖的注水开发效果进行了对比，结果见下图。从水体倍数对调剖降水增油的效果可以看出，对于边水油藏，调剖后，含水率曲线出现了明显的下降漏斗，但随着水体倍数的增加，含水率曲线的下降漏斗逐渐变小，说明调剖降低含水率的效果逐渐变差，同时可以看出累产油量得到了明显的增加，但是调剖的增油效果并没有变好，而是逐渐变差。

图5 不同水体倍数时的调剖降水效果Fig.5 Effect of profile control and precipitation with different water body multipl

图6 不同水体倍数时的累产油变化Fig.6 Change of cumulative oil production in different times of water body

为了进一步深入研究水体倍数对调剖效果的影响，定义了增油幅度和降水幅度，如下：

(1)

(2)

图7 不同水体倍数时含水率下降幅度与增油幅度的变化Fig.7 Change of water content decrease and oil increase in different water multiple

从图7调剖增油幅度曲线可以看出，当水体倍数小于6倍时，随着水体倍数的增加，调剖增油幅度大幅下降，水体倍数从0到6倍，调剖增油下降幅度从2.7%下降到1.11%，下降程度达到了58.9%，当水体倍数超过6倍后，调剖增油下降幅度不明显，水体倍数从6倍到100倍，增油下降幅度在1%以内。同时，从含水率下降幅度曲线可以看出，随着水体倍数的增加，含水率下降幅度同样为先快速下降，后逐渐趋于平缓，在6倍水体以上时，含水率下降幅度在5%以下。水体对调剖效果影响较大。

结合渤海B油田的油藏特征及水体研究情况，当水体倍数在6倍以下时，渤海B油田在调剖调驱过程中受水体影响较小，可以进行调剖调驱的现场实施。

4 结论

(1)对于边水油藏，开发过程中，边水能量过高或者过低都会对开采效果产生较大的影响，合理的边水能量，不仅可以有效地提供地层能力，保持井口压力稳定，同时也会产生较好的稳油控水效果。

(2)对注水开发的边水油藏，最佳的水体倍数为10倍，开发过程中，波及面积大，含油饱和度降低明显，即可以较大幅度的提高产油量，同时边水突进不会过快，含水上升幅度也不会太快。

(3)适合渤海B油田实施调剖调驱的水体倍数应控制在6倍以下，可以保证调剖调驱过程中受水体影响较小，同时稳油控水效果明显。