东海平湖BJT油田H4B油藏是一油藏厚度仅2 m的薄油层，油藏基本无边底水能量补充。该油藏早期仅有一口油井生产，产量递减较快。由于砂体较薄且缺乏天然能量供给，油藏开发主要利用弹性能量开采，采出程度较低。通过邻井侧钻一分支井眼，将上部能量充足的大规模广泛分布的天然水层与该油层连通，利用水层与已亏空油层的压力差来实现层间水的自流注入，使得油藏能量得到补充^[1-7]。

1 油藏开发概况

BJT油田位于东海陆架盆地西湖凹陷PH主断层下降盘，沿PH主断层发育的若干条北西向断层把该构造分割成三个独立的半封闭断块和一个断背斜。其中断背斜位于BJT构造北端，是构造的主体，走向为北东向，PH主断层控制了构造的形成，构造的南北两端依靠断层遮挡形成圈闭，发育有H4油藏^[8]。

BJT油田H4油藏主要为水下分流间湾沉积中夹着的水下分流河道砂体，横向上呈条带状分布，连续性较差。其中H4B砂体比较薄，为三角洲前缘水下分流河道沉积，横向连续性较差。储层岩石以中砂岩、细砂岩为主，为长石岩屑石英砂岩。测井解释孔隙度15%~21%，渗透率（8.1~151）×10^-3 μm²，物性上具有较强的非均质性。目前有一口生产井A1井开发H4B层，该井于2007年10月采用气举投产，日产油初期达到190 m³/d，后产量和压力均出现下降现象，采出程度仅为8.3%，且一直未见水产出，显示油层无较强的压力补给。

2 引流注水

由于油藏压力下降较快，产量递减严重。经地质及油藏跟踪分析认为，该油藏为弱水驱边水油藏，无大的水体能量供给，是该井投产以来产量递减严重的主要原因。

BJT油田上部层系水体非常发育，分布广泛，水体规模在6×10⁸ m³。上部水层原始地层压力为24.9 MPa，而亏空后的H4B油层压力约为15.78 MPa。2009年初，利用邻近调整井A2井，侧钻了一分支使得上部水层跟H4B油层相连通，从而利用层间压力差异将水层的水引入到油层中，实现了地层间的引流注水。

3 注水效果跟踪

通过对A1井产油量及压力变化进行跟踪发现，引流注水分支实施后，A1井产油量有了显著提升，油层压力得以有效补充，该井重新恢复自喷生产。

3.1 产油量变化

通过分析对比引流注水井实施前后A1井生产数据（自流注水井于2009年1月20日正式完井），该井产油量呈现以下变化：

（1）引流注水实施之前，产油量持续降低，注气实验效果不佳，虽一度提升气举注气量，产油量仍无明显变化；

（2）引流注水实施后产油量随注气量的增减变化明显：引流注水井实施后继续开展注气实验，增加注气量，A1井日产油有较大提升；降低注气量，日产油稳定在前期水平；

（3）A1井恢复自喷生产，低速开采，稳油控水：为平衡油水层间压力差并验证引流注水效果及方便与前期生产做对比，2009年2月初A1井关停3个月，重新开井后实现自喷，且日产油高达63.7 m³/d，大大高于前期开井时的产量水平，初步可以断定层间引流注水技术实施产生效果（图 3）。

3.2 压力监测

A1井压力测试资料丰富，通过对比分析引流注水技术实施前后该井历年压力测试资料，其油层压力呈现以下变化特征：

（1）引流注水实施前，油层压力持续下降。由于油层较薄且缺乏边底水供给，油层压力下降较快，从投产之初的25.7 MPa下降至15.78 MPa。

（2）引流注水实施后，油层压力逐步恢复。引流注水井实施后，油层压力有了较大的恢复，逐步恢复到最高22.42 MPa，自流注入的地层水促使油层压力升高，从而为A1井提供了新的生产动力，使得该井恢复自喷生产。

（3）油层压力受产量影响而波动。当油井生产造成油层能量的亏空小于注入水对地层能量的补充时，油层压力升高；反之，当注水井供液不足时，油层压力降低（图 4）。

4 瞬时注水量概算

引流注水技术实施后，A1井生产效果得以明显改善。为了延长无水采油期，防止注入水过快突进至A1井，该井采取低采油速度的稳油控水生产制度，一直在低产量限产模式下生产，自喷生产至今，油藏始终未见水。为了衡量地层压力亏空补充水平，进一步评估引流注水技术实施的效果，对瞬时注入水量进行了计算。伍佚鸣、田平等学者通过油藏数值模拟研究过某凝析气田自流注气过程中注入气量的大小并分析了自流注气对提高凝析气藏采收率的影响^[9-10]。王庆勇等基于油藏物质平衡方法并考虑完井表皮系数对引流注水的影响，计算了引流注水中注入水量的大小^[11]。层间引流注水是一个漫长的压力传导及平衡过程，为使问题简化，从单相渗流原理出发，借助经典渗流达西公式，进行了引流注水瞬时注入水量的近似求解^[12]。层间引流注水示意见图 5。

图 5中A、B、C、D分别为水层、注水分支上部、注水分支下部及油层内四点，由达西定理知：

$ Q=\frac { K_{ 1 } \cdot 2 \mathtt{π} r L_{ 1 } ( P_\text{ A } - P_\text{ B } ) } { \mu \cdot \Delta L_{ 1 } } $

(1)

$ Q=\frac { K_{ 2 } \cdot 2 \mathtt{π} r L_{ 2 } ( P_\text{ C } - P_{ D } ) } { \mu \cdot \Delta L_{ 2 } } $

(2)

令ΔL₁=ΔL₂，则式（1）/（2）得：

$ 1=\frac{{{K_1}{L_1}({P_{\text{A}}} - {P_{\text{B}}})}}{{{K_2}{L_2}({P_{\text{C}}} - {P_{\text{D}}})}} $

(3)

因P_C=P_B+ρgh，式（3）可整理为

$ 1=\frac{{{K_1}{L_1}({P_{\text{A}}} - {P_{\text{B}}})}}{{{K_2}{L_2}({P_{\text{B}}}+\rho gh - {P_{\text{D}}})}} $

(4)

式（4）整理为：

$ {P_{\text{B}}}=\frac{1}{{{K_1}{L_1}+{K_2}{L_2}}}[{K_1}{L_1}{P_{\text{A}}} - {K_2}{L_2}(\rho gh - {P_{\text{D}}})] $

(5)

将（5）代入（1）得：

$ Q=\frac{{{K_1} \cdot 2\mathtt{π} r{L_1}\{ {P_{\text{A}}} - \frac{1}{{{K_1}{L_1}+{K_2}{L_2}}}[{K_1}{L_1}{P_{\text{A}}} - {K_2}{L_2}(\rho gh - {P_{\text{D}}})]\} }}{{\mu \cdot \Delta {L_1}}} $

(6)

式中：L₁、L₂分别为注水分支在水层、油层内的完井段长度，m；K₁、K₂分别为水层、油层渗透率，10^-3 μm²；P_A、P_B、P_C、P_D分别为水层压力、水层处井底流压、油层处井底流压、油层压力，MPa；μ为水的黏度，mPa · s；r为井筒半径，m；ρ为水的密度，g/cm³；h为水层与油层垂向高差，m；g为重力加速度，m/s²；Q为注水量，m³/d。

经岩心分析知，K₁=600×10^-3 μm²，K₂=30×10^-3 μm²；注水分支在水层内完井长度L₁=50 m，在油层内完井段长度L₂=2 m，P_D取历次测试获取的油层静压数据，则由式（6）可计算多次测压时对应的瞬时自流注水量，见图 6。

在A1井因产量计划安排关井的条件下，从图 6中可以看出，前期由于油层亏空严重，水层和油层间压差较大，对应的自流注水量也较大，随着限产及上部地层水的注入，油层压力缓慢回升，油水层间压力逐渐趋于平衡，压力差趋小，经由水层自流注入油层的水量也逐渐减小。2015年初，由于产量任务压力，改变了A1井的工作制度，放大了该井的油嘴进行生产，油藏压力下降较快，油水层间压力不平衡关系加剧，注水量大幅提升。因此，为实现自喷采油并延长无水采油期，该井适合采用低采油速度或周期性间歇性生产的工作制度进行生产。可以想见，若A1井继续关井，当水层、油层间压差为静液柱压力时，由于油水层间的压力平衡，自流注水量将趋于零。

5 结论

（1）通过实施层间引流注水，原本衰竭式开采的薄油层地层能量得以补充，油井恢复自喷生产。

（2）引流注水是一个漫长的压力平衡过程，它的持续时间与水体规模、层间压力差、生产井工作制度等因素有关；对于受效井，适合采用低采油速度或间歇性生产的工作制度生产。

（3）通过对薄油层引流注水后开发效果的跟踪分析，在海上油田应用地层引流注水技术，有效克服了平台条件对油田注水开发的制约，对类似条件下海上油田及陆上不具备人工注水条件的油田开发能起到良好的借鉴作用。