中高含水期周期注采方案优选数值模拟研究

赵春森 崔国强 付 志

摘要：在分析周期注采机理的基础上，为进一步激活剩余油，建立注水井全井同步周期注水、注水井井间交替注水、注水井与采油井同时井间交替注采3种周期注采方案。采用数值模拟方法对这3种方案进行行了优选，以确定适合周期注采开发的油藏地质条件、实施周期注采的最优半周期。在模拟过程中，考虑了周期注采时机、地层渗透率、厚度对开发效果的影响。研究结果表明，注水井与采油井同时井间交替注采方案为最优方案；周期注采方案适合在含水率大于60％、渗透率大于400×10^{-3μm-3、厚度大于2m的油层中实施。在此基础上，根据地层压力、含水和注采半周期对采收率的影响进行研究，给出周期注采最优半周期与地层压力、含水级别的关系。研究结果对中高含水期周期注采方案的制定和和实施具有一定指导意义。}

关键词：中高含水期；周期注采；数值模拟；方案优选；流度场

中图分类号：TE319文献标识码：A

引言

周期注采是20世纪50年代末60年代初在前苏联和美国实施的一种注水采油方法。由于该方法能够在一定程度上改善水驱油效果，因而在一些注水开发油田中得到了应用。20世纪80年代后期，中国注水开发的主力砂岩油田相继进入中高含水期开采阶段，大庆、吉林、胜利等油田均进行了周期注采开发试验，大部分试验区块取得了一定的开发效果。国内外矿场实践表明，周期注采是中高含水期改善油田开发效果的有效手段之一，具有投资小、见效快、简单易行的优点，可以在一定程度上减缓含水上升率，提高最终水驱采收率。

1周期注采作用机理

1.1改善平面水驱效果的驱油机理

常规注水开发过程中，由于注采井网系统的影响容易在平面上形成剩余油。由于注水方式、油水井工作制度的影响，根据势迭加原理，油层中某些区域的渗流速度很低，甚至等于零，从而形成了死油区。如果不进行必要的调整，这部分储量就很难开采出来。取五点法面积注采井网系统的一部分进行分析(图1)。1、3井为生产井，2、4井为注水井。由势迭加原理可知，4口井交叉点Q处的渗流速度为零，O点附近区域的渗流速度很小，形成了死油区。对这种情况，周期注采能够改变常规注水比较稳定的压力分布场，激活死油区，使剩余油从死油区流出并被开采出来。如4井停注后，压力场和渗流速度场重新分布，死油区点O的速度改变，成为“活油区”，死油区的油由于液流方向的改变被驱替出来。

1.2周期注采方案的适用条件

(1)注水井全井同步周期注水，油井正常采油。该生产方式是一种简单的周期注水方式，其工作制度是：注水井在一个周期内上半周期注水，下半周期停注，油井一直采油(图2)。主要适用于各层段物性相近的油层，优点是操作简便，缺点是注水井工作制度不稳定，设有注水补充能量，油井即停产，采油速度低，产量波动幅度大。

(2)注水井井间交替注水，油井正常采油。该开采方式的工作制度是：注水井在一个周期内井间异步交叉注水，油井一直采油(图3)。此注采方案有改变液流方向的作用，在剩余油分布比较零散的情况下，为充分发挥改变液流方向提高水驱效果的作用，应该采用周期注水与改变液流方向相结合的注水方式。由于注水井不是同时停注，压力变化比较复杂，在各油层内形成压力波动场，该压力波动场的变化促使难动用剩余油运动。

(3)注水井与采油井同时井间交替注采。该方式的工作制度是：注水井在一个周期内井间异步交叉注水，油井在一个周期内井间异步交叉采油(图4)。由于油水井的交替停注，在各油层内形成压力波动场，使液流周期性的变换方向，扩大波及体积，激活死油区，使剩余油从死油区流出并被开采出来。

从地下水动力学的角度分析以上几种周期注水方式，认为均可以在油层中形成不稳定压力场，改变液流方向，扩大注入水波及体积，提高驱油效率。

2周期注采方案和影响采收率因素分析

取十注五采的行列井网设计地质模型，注采井距为250m，平面上划分50m×50m的等距网格，模型面积为577500m^{２。表1为在此模型上需要进行模拟的4种注采方案。}

2.1初始含水率对采收率的影响

当油藏含水率分别处于30％、60％、80％、90％、93％时，采用不同的周期注采方案进行研究(图5)。

由图5可以看出，当初始含水率大于60％时，方案3和方案2的采收率增量比方案1大，其中当初始含水率为93％时，方案1的采收率小于方案0，鉴于目前国内油田大多处于中高含水期，因此优选方案2和方案3进行研究，且这2类方案适合在初始含水率大于60％的油层中实施。

2.2渗透率对采收率的影响

初始模拟层渗透率分别为800×10～、400×10^{-3、200×10-3lμm2时，分别对方案0、方案2、方案3进行研究(图6)。}

由图6可以看出：当给定一个渗透率值时，方案3、方案2均比方案O采收率高，其中方案3采收率最大，为最优方案。对于给定的注采方案，当渗透率小于400×10^{-3μm2时，随着渗透率的增加，周期注采效果变好，其采收率增大；当渗透率大于400×10-3μm后，周期注采开采效果比较稳定，保持在一个较高的水平。}

2.3有效厚度对采收率的影响

在渗透率为400×10^{-3μm2的基础上，采用方案0、方案2、方案3对有效厚度分别为1、2、4m进行研究(图7)。}

当地层压力一定、含水率一定、不同注采半周期条件下，采收率增量最大方案的注采半周期为最优注采半周期。地层压力、含水率对最优注采半周期的影响表明：当油田处于某一地层压力时，最优注采半周期随油田含水的增加而增大；当油田处于某一含水时，最优注采半周期随地层压力的增加而增大。

由图7可以看出，当给定有效厚度时，方案3、方案2均较方案O采收率高，且方案3采收率最高，为最优方案。

对于给定的注采方案，当有效厚度小于2m时，随着有效厚度的增加，周期注采效果变好，其采收率增大；当有效厚度大于2m后，周期注采开采效果比较稳定，保持在一个较高的水平。

2.4不同地层压力、不同含水率级别、不同注采半周期对采收率的影响

当渗透率为400×10^{-3μm2、有效厚度为2m时，结合方案3和方案0研究不同地层压力、不同含水级别、不同注采半周期对方案3相对于方案0采收率增量的影响以及三者之间的关系。}

地层压力分别取10、11、12、13 MPa，含水率分别取80％、85％、90％、93％、95％，注采半周期分别取20、30、40、60 d。对以上参数进行组合，用数值模拟软件进行模拟(表2)。

3结论

(1)中高含水期进行周期注采，在3种注采方案中选用“注水井与采油井同时井间交替注采”方案有利于提高油田的开发效果。

(2)周期注采方案适合在含水率大于60％、渗透率大于400×10^{-3μm2、厚度大于2 m的油层中实施。}

(3)当油田处于某一地层压力时，最优注采半周期随油田含水的增加而增大；当油田处于某一含水时，最优注采半周期随地层压力的增加而增大。

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