章 威，龙 明，周焱斌，张吉磊，欧阳雨薇

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

0 引 言

渤海Q油田西区位于渤海湾中部海域，为曲流河沉积砂岩底水油藏，构造幅度平缓，平均油层厚度为15 m，平均孔隙度为30%，平均渗透率为3 000 mD，地层原油黏度为260 mPa·s，原始地层压力为11.3 MPa，饱和压力为4.6 MPa。该区块无夹层底水区2009年开始注水，主要采用五点法面积注采井网进行开发。注水开发后，油藏地层压力保持稳定，维持在9.1 MPa左右；然而采油井的产油量并未出现明显增加。无夹层底水油藏通过注水能否实现驱油难有定论。

对于无夹层底水油藏，目前主要采用天然能量开发，研究主要集中在水锥形态的描述[1-5]、临界产量[6-9]、合理产液[10]等方面；而对于无夹层底水油藏的注水开发研究甚少，且涉及到注水开发的底水油藏一般夹层比较发育[11-24]。无夹层底水油藏能否通过注水改善开发效果在业界目前尚无定论，因此，研究无夹层底水油藏能否利用注水进行开发很有必要。利用渗流力学[25]基本公式进行推导，得到无夹层底水油藏注水实现驱油或者保压的理论公式，并建立理论图版，为同类油田的注水开发提供指导。

1 无夹层底水油藏注水公式推导

假设某无夹层底水油藏有1口注水井(油层顶部注水)和1口采油井(油层顶部采油)。考虑注入水在平面上为平面径向流，由Buckley-Leveret方程[20]可知，水驱油前缘距离注水井的水平距离为：

(1)

将式(1)进行变换，可求得注入水在平面上到达采油井所需要的时间为：

(2)

式中：T为注入水在平面上到达采油井所需要的时间，d；L为注采井距，m。

在垂向上，假设注入水为单相渗流，由达西定律[25]可知：

(3)

式中：v1为注入水垂向最大渗流速度，cm/s；u1为注入水真实最大垂向速度，cm/s；KL为垂向渗透率，mD；μw为注入水黏度，mPa·s；p为压力，MPa；y为注入水垂向流动距离，m。

由于垂向上注入水渗流的动力为油、水的重力差，即：

dp=(ρw-ρo)gdy

(4)

式中：ρw为注入水密度，g/cm3；ρo为地层原油密度，g/cm3；g为重力加速度，m/s2。

联立式(3)、(4)，可得：

(5)

注入水到达底水所需要的最短时间为：

(6)

式中：tmin为注入水到达底水所需要的最短时间，d。

在垂向上，假设注入水活塞式驱油，由活塞式水驱油理论[20]可知：

(7)

式中：v2为注入水垂向最小渗流速度，cm/s；μo为地层油黏度，mPa·s。

注入水的渗流速度与水质点移动的真实速度的关系式为：

(8)

式中：u2为注入水真实最小垂向速度，cm/s。

联立式(7)、(8)，可得：

(9)

将式(9)分离变量并积分可以求得注入水到达底水所需要的时间为：

(10)

式中：tmax为注入水到达底水所需要的最长时间，d。

此时间即为注入水到达底水所需要的最长时间(考虑注入水为活塞式驱油)。

如果T

(11)

如果T>tmax，即表示注入水在平面上到达采油井所需要的时间大于垂向上到达底水所需要的最长时间，则表明注入水全部都进入到底水中，注水仅起到了保持地层压力的作用。联立式(2)、(10)，可得：

(12)

式(11)、(12)即为无夹层底水油藏注入水驱油或者保压的理论公式。

2 注水开发图版的建立

在井组产液量一定的情况下，根据式(11)、(12)，可绘制注采比与注采井距之间的2条关系曲线。2条曲线将绘图区划分为3类区域：第1类为“注入水全部保压”的区域，该区域内的注采井组注入水全部流向底水，仅起到维持地层压力的作用；第2类为“注入水部分保压部分驱油”的区域，该区域内的注采井组注入水一部分流向底水，起到保压的作用，另一部分流向采油井，起到驱油的作用；第3类为“注入水全部驱油”的区域，该区域内的注采井组注入水全部流向采油井，起到了完全驱油的作用。据此形成无夹层底水油藏注水开发理论图版(图1)。

该图版的适用条件：①无夹层注水开发底水油藏；②井网完善，有注有采；③注水井顶部注水，采油井顶部采油。

为了尽可能地实现无夹层底水油藏注入水驱油，该图版可应用于：①对于未开发区域，利用该图版，可以通过方案设计的注采比优化注采井距；②对于已开发区域，利用该图版，可以通过目前的注采井距优化注采比。

由该图版可以分析得出：当注采井距一定，随着注采比的增大，注入水实现驱油的可能性越大；当注采比一定，随着注采井距的缩小，注入水实现驱油的可能性越大。因此，要实现注入水驱油，必须增大注采比、缩小注采井距。

3 实例应用分析

渤海Q油田西区为底水油藏，该油藏地质参数见表1。

表1 渤海Q油田西区地质油藏参数

根据该油藏地质参数，利用式(11)、(12)，绘制该无夹层底水油藏注水开发理论图版(图2)。

图2 渤海Q油田西区无夹层底水油藏注水开发理论图版

该油藏无夹层底水区有5个注采井组，采用五点法面积注采井网，具体参数见表2。

表2 渤海Q油田西区无夹层底水区注采参数

根据上述5个注采井组的参数，绘制投入实际注采参数后的无夹层底水油藏注水开发理论图版(图3)。

由图3可以看出，5个注采井组数据点均落在了蓝色线及以下区域，即5个注采井组均位于“注入水全部保压”的区域，表示5个注采井组通过注水无法实现驱油，仅能起到维持地层压力的作用。

图3 渤海Q油田西区投入实际注采参数后的无夹层底水油藏注水开发理论图版

将5个注采井组注水前后的实际生产数据进行统计，如表3所示。

表3 渤海Q油田西区无夹层底水区实际生产数据

由表3可以看出，5个注采井组注水后，流压均有不同程度上升，说明注水起到了维持地层压力的作用；而日产油量基本保持不变，说明注水没有起到驱油的作用；与理论图版预测结论一致。通过实际生产数据验证了理论图版的可靠性。

对于该油藏，后期可通过2个方面改善水驱油效果：①增大井组注采比，一方面降低采油井产液量，另一方面增大注水井注水量；②井间加密调整井，缩小注采井距。

4 结 论

(1) 建立了无夹层底水油藏注入水驱油或者保压的理论公式，并依据公式形成理论图版。

(2) 无夹层底水油藏要实现注入水驱油，必须增大注采比、缩小注采井距。

(3) 以渤海Q油田西区无夹层底水油藏为例，实际生产数据验证了该理论图版的可靠性。该图版可用于指导类似油田的注水开发。