低渗砂岩油藏周期注水应用研究

郭华粘，王年明，何芬鸽 (青海油田采油一厂，甘肃 敦煌 736202)

低渗砂岩油藏周期注水应用研究

郭华粘，王年明，何芬鸽 (青海油田采油一厂，甘肃 敦煌 736202)

尕斯库勒油田为典型的低渗透砂岩油藏，储层差异大，层间、层内非均质严重。针对该油藏的地质特征和开采现状，利用周期注水技术改善注水开发效果。现场作业表明，采用该技术可以提高最终采收率，为低渗透砂岩油藏周期注水开发提供了成功范例。

低渗砂岩油藏；周期注水；沉积相

1 周期注水试验区的选择

周期注水试验区的选择应具备如下条件[1]：①区域的注水井井况良好，注水正常，日注水量在油藏的平均单井日注水平之上，纵向上层间干扰严重、层内矛盾突出。②区域的油井油层措施改造程度高, 综合含水高, 耗水率高，在目前的注水条件下挖潜难度大。③试验区的地层压力高，供液能力强，沉没度较高, 流动压力较高, 停注后油井沉没度下降, 但仍能保持一定的供液能力。④周期注水区域的注采对应关系清楚，主要水淹层及主要水淹方向相对明确。

根据以上条件，将试验区选在油藏南部跃13排到跃16排井区。区域面积5.12km2，地质储量624.55×104t，采出程度41.15%。共有注水井11口，采油井32口，平均日注水839m3，平均日产油90.82t，日产液926.0t，平均含水在90.2%。截至2009年12月底(周期注水前)累计注水592.72×104t,累积产油256.99×104t，累积产水255.26×104t。试验区平均动液面386m，平均沉没度在975m，区块供液充足，地层压力水平35MPa左右，远高于油藏平均地层压力32MPa。

2 方案设计

2.1设计思路

试验区块目前已经处在高含水时期，注水利用率低，无效注水循环严重。井组的注水井因为与某口一线采油井间形成大孔道，导致采油井的高含水、高液量，形成注水的无效循环，而井组的其他采油井水驱不足。试验区的注入水主要沿着沉积相的河口砂坝(如Ⅰ-4、6，Ⅳ-4小层)、水下河道(如Ⅳ-5小层)、分流河道(如Ⅰ-5，Ⅱ-4，Ⅲ-4、6、7小层)推进。特别是位于河口砂坝、水下河道、分流河道上、下游的井水淹严重。根据试验区块小层沉积相的特点，同时结合目前的动态资料，分析各个井组的水驱主要方向，通过对沉积古河道方向上的油水井进行不稳定的周期注水、周期采油工作制度，达到改变液流方向和提高驱油效率的目的。

2.2最佳工作周期

周期注水的效果在很大程度上取决于间注时间的合理性。合理的间注周期既要保证停注时油水置换所需的时间，又要保持一定的压力水平，使产油量保持相对稳定[2-4]。因此，合理间注周期要根据区块开发的实际情况而定，在不同的含水阶段和不同的压力水平下，所需的间注时间应有所不同。注水工作半周期由下式确定[5]：

(1)

式中，K为储层岩石渗透率，试验区平均约为48×10-3μm2；φ为储层岩石饱和度，试验区平均约为0.15；C为储层岩石压缩系数，试验区平均约9.2×10-51/MPa；L为注水线到采油线的距离，试验区平均约为400m；μ为为流体粘度，试验区平均为1.76mPa·s；T为注水工作半周期。

由式(1)可以看出，间注周期与储层岩石渗透率成反比，即渗透率越低，注入水传播速度越慢，注水周期越长，地层弹性越差，周期时间越短，同时随水线到采油线距离的增加，注水周期增加。根据试验区的时间生产情况，计算出试验区的最佳注水工作半周期为45～60d。

3 方案实施

根据试验区的最佳注水工作周期并结合生产实际，该区以60d为一个注水半周期。第1个半周期对Ⅳ-4小层沉积古河道的方向上注水井跃13-5、跃126、跃16-7的主要层下死嘴，同时对主河道方向的油井跃灰105、跃15-6等井进行正常生产；对Ⅳ-4小层另一条主河道方向上的跃13-6、15-7、跃119、跃16-9井加强注水，对其水淹主要方向的跃13-26、跃13-27、跃13-28等井关井(见表1)。第2个半周期刚好与第1个半周期相反。如此周期反复，达到改变液流方向的目的。

表1 周期注水试验区油、水井具体实施表

4 实施效果

4.1综合含水率得到有效控制

通过1年的周期注水和周期采油，试验区的综合含水率实际值低于理论预测值。周期采油的实施，减少了注水无效循环，提高了注水效率。周期注水前试验区的综合含水率由90.2%下降到78.7%，综合含水率得到有效控制。

4.2稳油控水效果明显

在油藏南区试验区主要通过不稳定注采工作制度，提高区块整体驱油效率，提高注水利用率，达到稳油控水的效果。从2010年1月开始通过周期注水和周期采油。通过采取一系列的调控措施，区块日产油量由措施前的97.26t增加到措施后的98.35t，日产水减少了559t，累计少产水82420m3(见图1)。通过试验区的不稳定注采，减少了无效注水循环，油藏试验区稳油控水效果明显。

4.3水驱效果改善

从区块的甲型水驱特征曲线(见图2)，通过周期注水，试验区的水驱特征曲线明显向产油轴方向偏转，通过甲型水驱曲线预测区块最终采收率能提高1.8%，水驱效果明显改善。

图1 尕斯油藏南区提高单井产量试验区生产数据图

图2 周期注井试验区甲型水驱特征曲线图

5 结论与建议

2)找准水淹方向，将周期注水与周期采油相结合，采取“一向加强一向控制”交替注水，更容易达到改变液流方向的目的，提高驱油效率。

3)受井况条件限制，试验区水井调配成功率低，计划20井次实际只完成12井次，影响周期注水效果，建议以后在周期注水前全部动一次管柱，确保调配成功率。

[1]方凌云，万新德．砂岩油藏注水开发动态分析[M].北京：石油工业出版社，1998.

[2]陈军斌.周期注水地质因素分析[J].西北地质，1999，32(1)：40-45.

[3]王群超，夏欣，张欣.阿北安山岩裂缝性油藏的周期注水开发[J].断块油气田，2000，7(3)：36-40.

[4]田玲钰，刘亚勇，郑宇印，等.文中油田不稳定注水系统研究及应用[J].断块油气田，2001，8(4)：49-52.

[5]俞启泰，张素芳.再述周期注水的油藏数值模拟研究[J].石油勘探与开发，1994，21(2)：56-63.

[编辑] 李启栋

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.02.026

TE357.6

A

1673-1409(2012)02-N081-03

2011-11-27

郭华粘(1984-)，男，2007年大学毕业，助理工程师，现主要从事油气开发方面的研究工作。