注采比对“二三结合”开发模式渗流特征的影响

赵欢 尹洪军 徐志涛 刘巍

摘 要：大庆油田的开发逐渐进入高含水阶段，厚油层动用程度低，“二三结合”开发模式是有效的提高厚油层动用程度，改善水驱开发效果，提高油田采收率的有效手段。在“二三结合”开发模式注聚阶段中注采比对井间压力、含水饱和度等变化有重要影响。为了探究注采比对开发层位的井间压力及饱和度的影响，利用油藏数值模拟方法，模拟了相同的开发模式不同注采比的生产情况，绘制了不同注采比情况下，不同层位的井间压力及含水饱和度变化情况，为维持地层压力平衡，保持油田稳定生产提供有力的依据。

关 键 词：二三结合； 注采比； 渗流特征； 油藏数值模拟

中图分类号：TQ 346 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2015）07-1512-03

Effect of Injection-production Ratio on Seepage Characteristic of the Model Combining Secondary Oil Recovery With Tertiary Oil Recovery

ZHAO Huan，YIN Hong-jun，XV Zhi-tao， LIU Wei

（Key Laboratory for Enhanced Oil Recovery of Ministry of Education，Northeast Petroleum University，

Heilongjiang Daqing 163318，China）

Abstract The development of Daqing oilfield gradually steps into the stage of high water cut， the degree of producing reserves in thick reservoir is low. And the model combining secondary oil recovery with tertiary oil recovery is an effective measure to enhance the degree of producing reserves in thick reservoir， improve the effect of water flooding and enhance oil recovery. In the stage of polymer injection， the injection-production ratio has great influence on pressure， water saturation， etc. In this article， the method of reservoir numerical simulation was applied to simulate the production condition with same develop pattern and different injection-production ratio， the variation of pressure between wells and water saturation under different injection-production ratio and layer was drawn， which could provide strong basis for maintaining the reservoir pressure balance and keeping oil field production stable.

Key words： The model combining secondary oil recovery with tertiary oil recovery； Injection-production ratio； Seepage characteristic； Reservoir numerical simulation

油田的开发中，注采比是表征油田开发过程中注采平衡状况的指标，注采比可以直接反应油田注入量与产出量及地层压力之间的关系，合理的注采比是保持合理的地层压力，保持油田稳定生产，减少油田能量损耗并提高油田采收率的关键[1-4]。

“二三结合”开发模式通过对厚油层顶部进行强化水驱，提高水驱作用从而达到提高顶部小层动用程度的目的[5-8]。但开发过程中的许多参数都会对“二三结合”开发效果造成影响，注采比在油田开发中的影响至关重要，明确注采比对对“二三结合”渗流特征的影响，可以实现开发过程中合理调整注采比，对地层压力水平进行能动的控制，保持油田开发时的稳定生产[9，10]。

1 模型的建立

选用油藏数值模拟软件Eclipse中的黑油模型，依据实际区块地质特征和开发特征，建立S開发区A区块概念模型。模型采用五点法面积井网，注采井距150 m。

从A区块的沉积相单元发育情况看，该区块厚油层顶部的渗透率较低，砂岩厚度较厚油层底部薄，油田开发的初期是厚油层顶部，开发效果较好。因为厚油层顶部和底部有隔层，油藏厚油层底部动用程度较差，有大量剩余油，油藏开发的重点由厚油层顶部转移至厚油层底部。本次模拟小层为3个小层，中间小层为隔层，模拟小层与实际小层的对应表及各小层的属性见表1。

在建立地质模型的基础上，进行油藏动态模拟，该区块的生产阶段共分为三个阶段，原射孔层注水阶段，空白水驱阶段和后期聚驱阶段。模拟模型的整个开发历程，概念模型单井注采液量见表2。注入聚合物分子量为1 200万，注入浓度为1 200 mg/L。

表1 实际小层与模拟小层对比表

Table 1 The contrast table of actual layer and simulation layer

实际小层 模拟

小层 渗透率/μm2 砂岩厚度/m 净毛比

厚油层顶部（原射孔层） 1 0.30 2.5 0.74

隔层 2 0 0 0

厚油层底部（补孔层） 3 0.60 7.5 0.74

表2 概念模型单井注采液量表

Table 2 Single well injection-production fluid scale of the ideal model

时 间 单井日注入量/m3 单井日产液量/m3

2007.4-2010.11（原射孔层注水阶段） 68.83 60.65

2010.12-2012.5（空白水驱） 112.63 106.86

2012.06-2014.4（聚驱） 100.12 98.19

所建立的概念模型在“二三结合”水驱、空白水驱及聚驱阶段含水率、采出程度等指标均与实际区块相近，因此可以用该模型分析实际区块不同阶段的渗流特征。

2 不同注采比对渗流特征的影响

2.1 “二三结合”开发模式不同阶段的压力特征

为了进一步研究“二三结合”的开发效果，这里主要分析注入聚合物阶段不同注采比对渗流特征的影响，这里的计算方案油井定产液量，聚驱阶段生产井单井产液量为98.19 m3/d，通过调整注入井的不同注聚量来达到改变注采比的目的。方案分别计算了注采比0.8、0.9、1.0、1.1四种情况，注入井的注入量分别为85.1、95.74、106.38、117.01 m3/d。

“二三结合”开发模式共分为三个阶段：原射孔层注水阶段、空白水驱阶段、聚驱阶段。注采比为0.8条件下不同阶段注采井间压力分布曲线如图1所示。

图1 不同阶段井间压力分布曲线

Fig.1 Pressure distribution curve in different stages between wells

从图1中可以看出，在“二三结合”原射孔层注水阶段（2007年4月-2012年12月），从注采井间的压力分布曲线可以看出，由于在此阶段，由于原射孔层的水驱压力能量的增大，原射孔层与补孔层压力差别较大，从注入井到生产井之间平均压差约达到2 MPa。

进入到空白水驱阶段，补孔层进行补孔，可以看出由于补孔层进行补孔，而且补孔层渗透率为600 mD，因此吸液量较高，压力上升明显，而第一层渗透率为300 mD，因此吸液量相对较少压力上升相对缓慢，因此可以看出两层压力差越来越小，到了2011年9月，补孔层压力明显高于原射孔层的压力。进入区块的聚驱阶段，可以看出補孔层的压力略高于原射孔层的压力，主要还是由于补孔层的渗透率较高，吸液量稍高，吸液量相对较多。

2.2 “二三结合”开发模式不同阶段的饱和度特征

根据模型的结果，分析不同注采比对井间含水饱和度的影响，绘制上述压力时间对应的饱和度分布曲线，如图2所示。

图2 不同阶段井间含水饱和度分布曲线

Fig.2 Water saturation distribution curve in different stages between wells

从饱和度图中可以看出，随着时间的增加，从“二三结合”原射孔层注水阶段、补孔空白水驱阶段到后期的注聚阶段，由于吸液量的变化，使得原射孔层和补孔层之间的含水饱和度差异逐渐变小，到了2014年4月，两井之间的出现了补孔层的含水饱和度高于原射孔层的含水饱和度，说明“二三结合”的开发方式提高了补孔层的动用程度。

2.2 不同注采比模型的压力特征

“二三结合”的开发模式三个开发阶段中，注聚阶段对“二三结合”的开发模式提高采收率的影响最大，有效地提高了油田的开发效果。模拟聚驱阶段不同注采比的模型，绘制相同开采条件下，原射孔层与补孔层相同时间注采井间压力分布曲线，如图3所示。

图3（a）为聚驱1年后的压力分布曲线，从图中可以看出，随着注采比的增大，两井之间的原射孔层与补孔层压力都在增加，但从图中可以看出，注采比的变化，两层之间的压力差值较小。且相邻两个注采比的压力差异程度也较小。图3（b）为聚驱两年后的两井之间的压力分布曲线，从图中可以看出，注聚时间增加，注采比为0.8和0.9时的压力相差逐渐减小，主要原因是地层处于欠注状态，能量得不到补充，所以地层压力下降，使得这两种情况两井之间的压力差别逐渐减小。

（a）注聚1年（2013.6）

（b）注聚2年（2014.4）

图3 不同注采比不同时间的压力分布曲线

Fig.3 Pressure distribution curve of different injection-production ratio in different stages

研究分析不同注采比条件对地层压力的影响，计算了不同注采比条件下2013年6月和2014年4月分层压力及井间注采压差，计算结果表见表3。

从表中可以看出，注采比变化时层间压差有所变化，但变化幅度较小；注采比为1时的注采压差最大，2013年6月和2014年4月的注采压差分别为7.41 MPa和8.47 MPa。无论注采比增大或者减小，注采压差都有所减小。因此，为了使井间剩余油得到最大程度的动用，建议维持注采比为1。

表3 不同注采比不同时间的压力情况表

Table 3 Pressure table of different injection-production

ratio in different stages MPa

注采比 时间 原射孔层

压力 补孔层

压力 层间

压差 注采

压差

0.8 2013年6月 4.29 4.44 0.15 6.91

2014年4月 3.05 3.29 0.25 7.57

0.9 2013年6月 8.87 9.08 0.20 7.18

2014年4月 5.08 5.32 0.23 8.45

1.0 2013年6月 13.34 13.60 0.25 7.41

2014年4月 13.62 13.88 0.26 8.47

1.1 2013年6月 17.70 18.00 0.30 7.11

2014年4月 21.34 21.59 0.26 8.29

3 結 论

（1）“二三结合”开发模式有效的提高了补孔层的动用程度，提高了区块的采收率。

（2）注采比的影响对“二三结合”开发模式中原射孔层和补孔层不同，注采比变化对该模型原射孔层补孔层压差影响不大，但注采比增加，可以有效的提高补孔层的动用程度。

参考文献：

[1]屈斌学.油藏注采比计算方法综述[J]. 石油化工应用，2009（05）：7-10+17.

[2]郑俊德，姜洪福，冯效树. 萨中地区合理注采比研究[J]. 油气地质与采收率，2001（02）：55-57+2-1.

[3]钟德康. 注采比变化规律及矿场应用[J]. 石油勘探与开发，1997（06）：65-69+118.

[4]贾英兰，贾永禄，周霞，景洋，聂仁仕. 封闭油藏注水开发阶段注采比计算新方法[J]. 西南石油大学学报（自然科学版），2014（01）：89-94.

[5]Pyce.D.J. Improved Secondary Recovery by Control for water Mobility [J] . J.P.Tec ，Aug 1964，911-916.

[6]赵云飞，王朋，邓彩凤. 喇嘛甸油田“二三结合”试验开发评价[J]. 长江大学学报（自科版），2014，16：103-106.

[7]文华. 萨中二三类油层开发效果及二三结合开发调整研究[D].大庆石油学院，2008.

[8]刘义坤，文华，隋新光. 萨中开发区“二三结合”开发实验数值模拟[J]. 大庆石油学院学报，2007（06）：36-39+125.

[9]Wang Demin， Cheng Jiecheng. “Summary of ASP Pilots in Daqing Oilfield”[R]. SPE 57304.

[10]习文伟. 萨中开发区二三类油层地质特征及水驱试验研究[D].杭州：浙江大学，2010.