喇嘛甸油田特高含水期水驱流场分布特征研究

赵云飞

（中国科学院广州地球化学研究所，广东广州510000）

（中石油大庆油田有限责任公司第六采油厂，黑龙江 大庆163114）

1 特高含水期水驱注采效率现状及其影响因素

1.1 特高含水期水驱注采效率现状

存水率是评价油田注水状况及注水效果的一个重要指标，存水率越高，说明注水利用率越高［1］。目前水驱综合含水已高达94.8%，按照理论关系图版计算，相应的水驱理论存水率应为0.22，而目前水驱实际存水率为0.33，说明目前水驱存水率较高。耗水率是衡量注水利用率的一个重要指标，耗水率低说明注水利用率高，可减少注水量，降低注水成本。目前水驱采出程度36%的情况下，理论的综合含水为95.9%，耗水率为23.4，目前水驱耗水率要比理论耗水率低4.2，但要比其他采油厂高8.5以上。

1.2 特高含水期水驱注采效率影响因素

导致油田注采效率低的原因主要是水驱流场分布不均匀，油层存在着严重的无效注采循环。以厚油层为主的非均质多油层砂岩油田综合含水上升到90%后，存在着严重的无效循环问题。一方面大量的注入水沿高渗透、高含水优势通道无效循环；另一方面，层内还有相当多的厚度因注水驱替不到储量无法动用或动用较差。无效循环的存在，导致水驱流场分布不均匀，从而导致油层动用不均匀，注采效率降低，油田采收率下降［2］。

2 不同非均质条件下水驱流场特征

通过应用渗流微分方程、油相压力有限元方程及水相饱和度有限元方程等，建立了考虑重力的油水两相有限元数学模型，对不同非均质条件的模型进行了基于有限元法的油藏数值模拟。

表1 含水率98%时9种方案的采出程度、注入倍数

2.1 不同平面非均质条件下水驱流场特征

为了搞清井排间平面非均质性对水驱流场的影响规律，设计了9种方案 （见图1）。9种方案含水率98%时的采出程度及注入倍数如表1。从表1可以看出，方案1、方案7、方案8的注入倍数较低，而采出程度较高；方案3和方案6的注入倍数较高，而采出程度较低。由此可见，地层非均质性越强，采出程度越低。

图1 平面非均质不同方案

井距300m地层渗透率0.01μm2时，水驱流场相对均匀，注入倍数大于4.5倍时在地层中容易出现无效循环。在地层中存在高渗透条带时，非均质性增强，水驱流场更加不均匀，地层中出现无效循环的注入倍数小于均质地层，为4倍左右。

2.2 不同垂向非均质条件下水驱流场特征

为了模拟纵向非均质性对无效循环的影响规律，并对4套方案进行了数值模拟。模拟表明，方案10在50a时含水97.7%，还没有出现无效循环，当注入倍数在大于4PV左右时方案11、12、13容易出现低效循环 （见图2）。说明相同注入倍数下采出程度及注采效率随着级差的增大而降低。

图2 不同垂向非均质模型水驱流场特征

从表2中可以看出，4种方案无效循环时的注入倍数、采出程度、无效循环开始时间，方案11无效循环开始时间为35a，方案13无效循环时间为27.8a。

3 提高注采效率对策及效果评价

3.1 提高注采效率对策

（1）加强水井细分注水，改善差层注水，使流场更加均匀。细分注水是水驱开发中减缓层间、层内注入矛盾的主要手段。通过流场特征研究，寻找无效循环场和剩余油富集区，通过层内细分、层段细分及层段重组注水，提高低渗透部位的注水量，控制高渗透部位的注水量，减缓注入矛盾，促进注水量向动用较差部位转移，努力实现油层注好水、注够水和有效注水的目的［3］。针对注水井同一注水段内层间流场差异大，动用程度不均匀的情况，进行水井细分，加强吸水差层注水，控制高吸水层吸水，使流场更加均匀，改善动用状况。

表2 井距300m4种方案无效循环数据汇总

喇7－132井同一注水层段SⅡ2＋3上与SⅡ2＋3下小层 （SⅡ指萨尔图油层Ⅱ油组）吸水差异大，且2层动用差异大。为此对2层进行细分注水，吸水状况得到有效改善，水驱流场更加均匀，动用程度得到有效提高。对比细分前后吸水状况，细分前吸水状况为SⅡ2＋3上小层不吸水，SⅡ2＋3下小层吸30%，细分后SⅡ2＋3上小层吸19.8%，SⅡ2＋3下小层吸3.47%，有效的驱替了动用差部位，控制了无效注水，提高了注采效率。

（2）无流线剩余油富集区补孔，完善注采关系，在剩余油饱和度高区建立流场。通过补孔完善注采关系，挖潜由于注采不完善，不能形成有效流场、驱替差部位的剩余油［4］。

①水井补孔。为改善水驱流场，提高水驱控制程度，挖潜剩余油，立足现井网，利用其他层系水井补孔来完善注采关系。针对断层边部没有注水井，没有形成有效驱动，注采不完善，剩余油富集，对水井喇7－1421补孔完善注采，建立有效驱动，挖潜剩余油。通过对水井喇7－1421补孔后增加产液14t，增加产油1.2t，含水下降1.8%，周围油井得到有效动用。

②油井补孔。针对喇8－1402井区采油井PⅡ5－10小层 （PⅡ指葡萄花油层Ⅱ油组）发育差，注采不完善，动用程度低，利用喇8－1402井补孔PⅡ5－10层上部完善注采，挖潜剩余油。补孔后增液51t，增油5.2t，含水下降了0.6%，增加了有效驱动，提高了注采效率。

（3）流线稀疏剩余油富集区压裂，使流线向发育差部位转移，改善流场，进行精细油井压裂，挖潜变差部位剩余油，使流场分布更均匀，提高注采效率［5］。针对L7－1411井SⅡ10＋11小层与喇7－142联通变差，流场不均匀，动用比较差，剩余油饱和度高，对L7－1411井SⅡ10＋11小层压裂，改善水驱流场，提高动用程度。压裂后增液49t，增油9.5t，含水下降4.2%，有效改善了流场，增加了动用，提高了注采效率。

（4）流线密集含油饱和度低区堵水，改变水驱流场向动用差部位转移。封堵高含水无效循环层，改变液流方向，改善流场，有效动用低含水层，提高油层动用程度。对喇8－131井PⅡ10－3下小层堵水，改变液流方向，控制无效循环，提高注采效率。堵水后，产液下降了72t，产油增加了0.3t，含水下降了3.4%，控制了无效低效循环，改善了流场，减少了高含水层干扰，增加了动用，提高了注采效率。

3.2 提高注采效率措施实施效果评价

通过改善水驱流场，研究典型区块细分的注水井单段砂岩厚度由调前的7.9m降低到目前的5.3m；统计4口调整后有吸水剖面的注水井，砂岩吸水厚度比例由原来的81.1%提高到目前的87.6%。油井压裂初期日增油达到5.6t，油井补孔初期日增油达到6.0t，油井堵水初期综合含水下降了3.3%。

共实施细分、补孔、压裂及堵水等油水井调整方案90井次，增加有效注水23.5×104m3，控制无效注水21.6×104m3；增加有效产液22.1×104m3，控制无效产液20.8×104m3；增加产油3563t，产量少递减2.4%，含水少上升0.12%，提高注采效率2.34%，有效改善了区块的注水开发效果。

［1］王凤兰，石成方，田晓东，等 .大庆油田“十一五”期间油田开发主要技术对策研究 ［J］.大庆石油地质与开发，2007，26（2）：62－66.

［2］计秉玉 .对大庆油田油藏研究工作的几点认识 ［J］.大庆石油地质与开发，2006，25（1）：9－13.

［3］吴逸，万新德，孙力红 .精细地质研究成果在油田特高含水期综合调整中的应用 ［J］.大庆石油地质与开发，2006，25（4）：29－31.

［4］李榕，徐占友 .系统指数评价模型在产能建设项目优选中的应用 ［J］.大庆石油地质与开发，2004，23（4）：32－34.

［5］冯其红，吕爱民，于红军，等 .一种用于水驱开发效果评价的新方法 ［J］.石油大学学报 （自然科学版），2004，28（2）：58－60.