北部湾油田群位于南海北部湾盆地，是我国海上油气田开发较为成熟的区域^[1]。至2014年底，北部湾油田群有13个在生产油田，2015年后还将投产4个油田。区域内大部分油田的物流均通过海底管道混输到WZ-A油田PUQ平台进行油气水分离处理。随着北部湾油田群生产规模的扩大以及老油田含水上升，油田群产出水越来越多，尤其是从2015年到2020年，生产水是一个迅速增大的过程，预计到2020年达到最高值，合计日产水23227m³/d，国家海洋局对WZ-A油田PUQ排污口的生产水排放量限制在7500m³/d，2015年规划的新油田和周边各油田利用生产水代替海水进行回注后，仍有生产水需要就地进行回注，见表 1。本着安全原则^[2-4]（回注层砂体规模大能够容纳大量回注水，不会引起地层破裂或溢油事故发生）和经济性原则（充分利用现有设施，减少工程投资），回注层区块选择开发潜力较小、埋藏较深、即将面临废弃的WZ-A油田南块涠洲组。

WZ-A油田南块回注目的层W₂Ⅰ、W₃Ⅳ和W₃Ⅴ油组是油田开发油藏，见表 2，开发井有5口（A11、A13、A14、A15、A16b井），其中A15井已进行了生产水回注，其余4口井均在生产，但单井含水率均超过93.0%，生产潜力小，可进行生产水回注。

鉴于PetrelRE软件建立起来的地质油藏模型无法囊括回注区块边界，其建立的地质油藏模型砂体体积远小于实际砂体体积，因此本文采用物质平衡法对WZ-A油田南块生产水回注进行研究。

1 物质平衡法计算储水潜力 1.1 物质平衡方程推导

对于未饱和油藏的天然水驱和人工注水的弹性水压驱动物质平衡方程为^[5]：

(1)

当油藏的天然水域物性比较好，油藏开采所引起的地层压力下降，可以很快地波及到整个天然水域的范围，此时天然水域对油藏的累积水侵量，可视为与时间无关，可表示为：

(2)

变换得：

(3)

式中：为地层条件下亏空或采出的体积（累积回注体积），m³；为单位压力变化下地层亏空或采出的体积，为定值，m³ ·MPa^-1；N_p为累计地面产量，m³；C_t为油藏综合压缩系数，MPa^-1；N为油藏地面储量，m³；C_w、C_f分别为地层水和孔隙压缩系数，MPa^-1；W_e为累积水侵量，m³；W_i、W_p为累积地面注水和产水，m³；B_o、B_oi为原油体积系数；B_w为地面水体积系数，1；V_pw为天然水域的地层孔隙体积，m³；Δp为油藏的地层压降，MPa。

1.2 回注区块K值回归

WZ-A油田南块于1999年投产，各油组地层压力有所下降，W₂Ⅰ和W₃Ⅳ油组均进行了静压测量。利用物质平衡的关系可回归计算单位压降下地层亏空（K）。以南块主力开发层W₃Ⅳ油组为例，该油组投产后进行了多次测压，根据（3）式进行回归，计算K=331.565×10⁴ m³/MPa，见图 1。

同理可回归W₂Ⅰ油组的单位压降下地层亏空值（K），见表 3。W₃Ⅴ油组由于A15井没有进行钢丝测压，无法准确获得地层压力，但W₃ Ⅴ油组垂厚为70.3 m，厚度大于W₃Ⅳ油组，其砂体展布比W₃ Ⅳ油组分布更广泛，W₃Ⅴ油组比W₃Ⅳ油组具有更大容量，本文借用W₃Ⅳ油组的单位压降下地层亏空值（K）。

1.3 回注区块储水能力理想估算

按弹性注水量公式计算地层储水能力，计算公式如下：

(4)

式中：p_f为地层破裂压力，MPa；p为地层目前压力，MPa。

各回注目的层破裂压力根据WZ-A油田各井破裂压力试验数据回归关系计算得到，见图 2。结果表明：W₂I、W₃Ⅳ和W₃Ⅴ油组折算破裂压力依次为32.23、47.11和47.24MPa。

根据（4）式计算结果见表 4。从目前计算的结果看，若单纯按破裂压力计算，WZ-A油田回注储层最大储水能力为16866.61×10⁴ m³，远远超过北部湾油田群2013~2025年生产水回注总量。

2 生产水回注方案 2.1 方案设计控制条件

回注方案受注水系统注入压力和地层破裂压力的双重影响，WZ-A油田现有注水系统压力井口注入压力为14MPa。W₂I、W₃Ⅳ和W₃Ⅴ油组折算破裂压力依次为32.23、47.11和47.24MPa。有文献^{[6, 7]}认为在破裂压力下实施注水能够获得更大的回注效果，但为了保证不引起海上地层破裂或溢油事故发生，本方案设置井底最大注入压力原则上不超过破裂压力的0.85倍。若不考虑摩阻，W₂Ⅰ油组设计井口压力为10MPa，地层注入流压为27.25MPa，对应的注入流压为破裂压力的0.85倍；W₃Ⅳ、W₃Ⅴ油组设计井口压力为14MPa，地层注入流压为37.30MPa，对应注入流压为破裂压力的0.79倍。

2.2 地层吸水能力

南块A15井实际已进行了生产水试注，回注层位为W₃Ⅴ油组，日注水2000m³左右，注入能力较大，利用井口压力与储层静压折算吸水指数为158m³/（d·MPa）。南块涠洲组采油井的采液指数利用井下压力计测得的流压和静压进行折算，考虑水质要求，折算后各井吸水指数66~158m³/（d·MPa）。

2.3 方案结果

根据吸水能力和计算的控制条件，采用“物质平衡法”（累产/累注地下体积与压力关系）计算各层各年注入量、地层压力以及注入能力（当年全部已转注井吸水指数与注入压差乘积之和）。

各层年回注量：

(5)

各地层压力变化：

(6)

式中：i为生产水回注年；Iw为单井吸水指数，m³/（d · MPa）；p为回注井底压力，MPa；p_i为回注后第i年的地层平均压力，MPa；p₀为回注前地层压力，MPa。

优化回注井和回注层后，计算结果表明：2013年A15井可以满足回注需求，2014年重新打开A15井W₃Ⅳ油组可满足需求，2017年、2018年、2020年依次再增加A13井、A16b井、A14井即可满足回注需求，见表 5。

预测到2025年W₂Ⅰ油组累计注水159.1×10⁴ m³，地层压力回升到20.2MPa，相当于破裂压力的62.7%；W₃ Ⅳ油组累计注水1368.3×10⁴ m³，地层压力回升到25.1 MPa，相当于破裂压力的53.3%；W₃ Ⅴ油组累计注水910.6×10⁴ m³，地层压力回升到25.8 MPa，相当于破裂压力的54.7%。三层合计总注水2438.0×10⁴ m³，各层压力均低于破裂压力，见图 3。

根据设计结果，A15、A13、A16b和A14井全部转注后高峰年（2020年）注入能力达到12027m³/d，注入能力余量为2493m³/d，之后注入能力余量基本逐年增加。另外，A11井作为备用注水井（供后期优化调整），吸水指数为135 m³/（d · MPa），按2020年平均压差14MPa概算，预留注入能力达到1890m³/d。可见，WZ-A油田南块回注能力是充足的，且有比较充裕的调峰能力。

3 结论

物质平衡方法表明，WZ-A油田南块涠洲组砂体规模大，能够满足北部湾油田群的生产水回注需求，生产水回注方案表明2014年初A15井打开W₃Ⅳ油组注水，2017年、2018年、2020年依次再增加A13井、A16b井、A14井注水即可满足注水要求。预测到2025年，各回注目的层地层静压为破裂压力的53.3%~62.7%，不会压破地层。因此，在该油田南块已开发层回注生产水是可行的。