周期注水改善低流度油藏开发效果影响因素研究

卫喜辉，王睿恒，田晓冬，单理军，张 尧，郭 肖

（1.中国石油大学（华东），山东青岛 266555；2.中国石油大港油田分公司勘探开发研究院；3.中国石油大港油田分公司对外合作项目部）

周期注水改善低流度油藏开发效果影响因素研究

卫喜辉1，王睿恒1，田晓冬2，单理军1，张 尧3，郭 肖1

（1.中国石油大学（华东），山东青岛 266555；2.中国石油大港油田分公司勘探开发研究院；3.中国石油大港油田分公司对外合作项目部）

采用数值模拟方法研究了油藏地质因素和开发因素对周期注水的影响，结果表明，与常规油藏中毛管力是周期注水的主要作用机理不同，低流度油藏中弹性力的作用是第一位的；为了获得较大的地层压力波动，充分发挥弹性力作用，最好采用同步周期注水，且越早转入周期注水越好，周期注水阶段累积注水量最好保持与常规注水相同的累积注水量。

低流度油藏；周期注水；数值模拟；启动压力梯度；影响因素

1 概述

周期注水作为油田开发中后期一种常用的水动力学调整方法，它可以依靠目前的井网层系，广泛适用于普通中高渗砂岩油藏以及低渗透或裂缝性油藏［1－2］。低流度油藏是指流度小于30×10－3μm2／（mPa·s）的油藏，它主要包括低渗透油藏和部分稠油油藏，流体渗流时存在启动压力梯度［3－5］，同时由于储层的纵向、层内和平面非均质性，常规注水开发效果差。为了改善低流度油藏开发效果，大港油田已经开展了低流度油藏周期注水先导试验，取得了一定效果［6］。

本文以大港油田某低流度油藏地质和流体参数为基础，采用数值模拟方法，考虑启动压力梯度作用，研究影响周期注水开发效果的地质因素和开发因素。

2 周期注水改善开发效果影响因素分析

周期注水基础模型的油藏顶深3 000 m，孔隙度16%，各层渗透率（20～80）×10－3μm2，地下原油粘度4 mPa·s左右，原始地层压力32 MPa，饱和压力12 MPa，采用五点法井网。在含水率达到70%时转入周期注水，间注半周期为30天，定液量生产，并保证一个注水周期内累积注水量和常规注水的相等。在周期注水基础模型上分析地质因素和开发因素对周期注水开发效果的影响。

2.1 润湿性

由于润湿性对相渗曲线影响很大，且油湿时油水毛管力为负值，中性润湿时毛管力为0，故改变油水的相渗曲线和毛管力的正负来考虑润湿性对周期注水的影响。水湿、中性和油湿油藏的常规注水采出程度分别为31.40%、19.96%和14.80%，周期注水采出程度分别为35.42%、24.38%和18.67%，采出程度增加值分别为4.01%、4.42%和3.86%。由图1可以看出，对不同润湿性的油藏进行周期注水都有很好的效果，润湿性对有启动压力梯度作用的低流度油藏的周期注水效果影响不大。

图1 不同润湿性油藏周期注水和常规注水采出程度与含水率曲线

2.2 毛管力

为了定量研究毛管力在周期注水阶段中的作用，对毛管力进行平移增大、减小和斜率增大、减小（表1），结果表明毛管力大小或毛管力斜率大小对周期注水的影响不大，且弹性力作用在总的采出程度增加值中占50%以上，即在有启动压力梯度作用的低流度油藏中，周期注水主要依靠弹性力作用，而毛管力的作用很小。这是因为考虑启动压力作用时模型中网格间的x和y方向的启动压差0.0 2～0.03 MPa，z方向的启动压差多在为0.015～0.025 MPa之间，而油藏中毛管力曲线上多在0.02 MPa之下，相邻网格间的毛管压力差不足以克服网格间的启动压力差，使得油藏中毛管渗吸作用很难发挥。

表1 不同毛管力的油藏周期注水和常规注水采出程度结果

2.3 弹性力

在周期注水阶段不考虑毛管力作用，分析弹性力（主要体现在原油压缩系数）对周期注水的影响（表2），结果表明随原油弹性压缩系数的增大，周期注水提高采出程度的增加值变小。这主要因为在间注周期相同的情况下，原油压缩系数的增大，造成注水和停注期间的地层压力变化减小，压力波动范围减小导致主要靠弹性力作用的高低渗层（区域）间的液体交渗减小，周期注水效果变差。

表2 不同原油压缩系数油藏的周期注水和常规注水采出程度结果

2.4 原油粘度

随原油粘度增大，周期注水的效果变差。这是由于原油粘度增大，不仅高低渗层间的液体渗流阻力增加，同时导致启动压力梯度增大，也会导致高低渗层间的渗流阻力增加，所以周期注水采出程度的增加值减小。

2.5 纵向非均质性

非均质层状油层中，周期注水的效果主要是通过层间的流体交渗来实现的。通过设置不同高低渗透层的渗透率比值来放映储层的非均质性（表3），结果表明：周期注水的效果并非随储层非均质程度的增加而增加，而是存在一个周期注水最佳受益的非均质程度。非均质程度太小，周期注水在高低渗透层引起压力扰动太小，液体交渗流动的动力不足；非均质程度太大，高低渗层间的传导系数减小且启动压力梯度增大，造成层间交渗阻力太大，周期注水效果大大减小。

表3 不同纵向非均质油藏的周期注水和常规注水采出程度结果

2.6 油藏封闭性

不管油藏封闭性与否，周期注水的开发效果都好于常规注水，但封闭性油藏周期注水效果好于有水体的油藏（表4）。水体的存在导致周期注水时的油藏压力波动范围变小，不能充分发挥弹性力排油作用。

表4 不同平面非均质油藏的周期注水和常规注水采出程度结果

2.7 周期注水时机

不管何时进行周期注水，周期注水的效果都好于常规注水（表5）。但当含水率大于90%时，周期注水提高采收率程度大大减小，周期注水效果变差，因此越早进行周期注水越好。

2.8 间注周期

（1）对称周期。随着间注半周期的增大，采收率增加值也逐渐增大，但增加幅度越来越小，同时间注半周期越长，平均地层压力降低越大（表6）。考虑到地层压力降低可能引起原油脱气，不利于原油的地下流动，所以当弹性力是周期注水的主要作用力时，间注周期的选择不可以越大越好，间注周期的确定也必须考虑到地层压力的保持水平。

表5 不同注水时机的周期注水采出程度结果

表6 不同间注周期的周期注水采出程度结果

（2）非对称周期。非对称周期分为两类：短注长停型和常注短停型，一般来说短注长停型非对称周期注水效果较好（表7）。这是由于注水15天停75天方案中的压力波动范围大于注75天停15天，充分发挥了弹性力作用。但这要求的注水速度也非常高，必须考虑实际注水管线所承受的最高压力，在允许的范围内，增加注水速度，减少注水时间，增加停注时间。

表7 非对称周期的周期注水采出程度结果

2.9 周期注水量

当累积注水量为常规注水的70%时，采出程度增加值已大大减小。虽然注水量为常规注水量的96%采出程度最高，但是此时平均地层压力下降很大，油井的生产控制已转为定井底流压生产，所以为保持地层压力，周期注水量应等于常规注水时的注水量。

2.10 周期注水方式

将平面上注水井分为两组，纵向上模拟层位分为两个注水层段，进行平面同步、纵向异步、平面异步－纵向同步、平面同步－纵向异步和平面异步－纵向异步周期注水（表8），表明平面同步注水最好。这是因为平面同步注水产生的压力波动范围大，充分发挥了弹性力作用。

表8 不同周期注水方式的周期注水采出程度结果

3 结论

（1）低流度油藏中存在启动压力梯度，使得毛管渗吸作用大大减弱，因此低流度油藏进行周期注水时弹性力起主要作用。

（2）不同润湿性的低流度油藏周期注水都可取得好的开发效果，但周期注水更适合于原油粘度低、油藏封闭性好和纵向非均质中等的低流度油藏。

（3）越早转入周期注水，开发效果越好，同时为了获得较大的油藏压力波动，充分发挥弹性力的作用，低流度油藏中最好采用同步周期注水（所有注水井同注同停），且保持周期注水累积注水量与常规注水的相同。

［1］ 王汉林，陈军斌，毕升.魏岗油田井组周期注水先导试验［J］.西安石油学院学报，2000，15（5）：32－35.

［2］ 杨廷明，毕生，何涛，等.不稳定注水适应性分析［J］.大庆石油地质与开发，2003，32（4）：32－34.

［3］ 杨满平，任宝生.低流度油藏分类及开发特征研究［J］.特种油气藏，2006，13（4）：48－50.

［4］ 甘庆明，成珍.低渗油藏非达西渗流启动压力梯度的确定方法［J］.油气井测试，2004，13（3）：1－3.

［5］ 谢晓庆，张贤松，陈民锋.薄层低品位油藏启动压力梯度实验研究［J］.岩性油气藏，2011，25（3）：97－100.

［6］ 李斌.小集油田周期注水方案研究［J］.科技信息，2006（9）：207－207.

TE357.6

A

1673－8217（2012）03－0057－03

2011－11－20

卫喜辉，1987年生，中国石油大学（华东）在读研究生，研究方向为油藏数值模拟。

中国石油大港油田分公司科技攻关项目“关键注水政策技术定量化研究”（DGYT－2010－JS－353）。

李金华