安83区水平井第二周期注水吞吐采油试验可行性分析

陈章顺，王平平，杨博，吴育鹏，程潇逸，柴慧强，成健，何汶锶，陈新晶，李彦秋

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安710200）

安83区水平井第二周期注水吞吐采油试验可行性分析

陈章顺，王平平，杨博，吴育鹏，程潇逸，柴慧强，成健，何汶锶，陈新晶，李彦秋

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安710200）

本文简要介绍了注水吞吐采油的原理及注水吞吐采油的步骤，概述了安83区水平井注水吞吐采油的适用性，详细分析了第一周期注水吞吐采油试验效果，从而明确了第二周期注水吞吐试验的可行性。

水平井；注水吞吐采油；适应性；试验效果；可行性

1　注水吞吐采油机理

1.1注水吞吐采油机理

注水吞吐采油是将水注入产层，注入水优先充满高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝等有利部位，关井后，在毛细管力的作用下，使注入水与中、小孔喉或基质中的油气产生置换，导致产层中的油水重新分布，然后开井降压，使被置换出来的油与注入水一起被采出的采油方法。对于低压油藏，注水吞吐采油首先起到补充地层能量的作用。

1.2注水吞吐采油步骤

注水吞吐采油分三个阶段：注水升压阶段、关井置换阶段和开机采油阶段。

1.2.1注水升压阶段在注水升压阶段，注入水优先充满高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝等有利部位（见图1），随注水量的增加，地层中流体饱和度重新分布，总趋势表现为随地层压力的升高，大部分地层含油饱和度逐渐下降，井底附近下降幅度最大，而地层边界附近含油饱和度则稍有上升，这是由于注水对原油具有驱替作用的缘故。

图1　注水阶段裂缝中的水流向基质

1.2.2关井置换阶段关井过程是油水渗吸置换过程（见图2），在此阶段，地层压力不能扩散过快，否则表现为注水驱动，毛管力作用微弱，渗吸作用不能充分发挥。由于油水置换过程相当缓慢，因此一定的关井时间有利于提高油藏采收率。此时地层压力重新分布，形成新的压力场，同时储集层的亲水性有利于充分发挥毛管力吸水排油的作用，形成吸水排油的单向对流运动，促使水线逐渐向油层远处推进，使注入水在地层压力扩散的同时与地层原油发生交换，将油脱离开来，当油水达到新的分布和平衡时，地下流体饱和度发生变化，水线停止向前推进，有利于原油的采出。经过关井反应，近井地带含油饱和度可上升15%以上，但总的来看，还是井底附近的含水饱和度最高，说明注入水仍大量聚集在近井地带。

1.2.3开井采油阶段开井采油阶段是能量释放的过程（见图3），地层压力不断下降，井筒附近形成压降漏斗。注入水对原油的“脱离”作用使油层孔道中的原油被驱入井底，初期地层内由原来的单向流动变成油水两相流动，此时油水相对渗透率是流体饱和度的函数。由于注入水大部分聚集在井底附近，因此开采初期含水高，随开采时间增加逐渐下降，然后再缓慢上升，而日产油有一个先上升再逐渐递减的过程，表明地层深处的油向井底流动。

第一周期生产时间较长，随着周期数的增加，地层中含油饱和度逐渐下降，溶解气量越来越少，生产时间越来越短，含水越来越高，所以阶段采出程度越来越低。地层平均含油饱和度逐渐下降，在同一周期内，随开采时间的延长，近井地带含油饱和度有所上升，而地层深处至边界地带含油饱和度有所下降，说明地层深处的原油在开井生产过程中向井底附近流动。

图2　关井阶段油水置换平衡阶段

图3　生产阶段原油向井筒流动

2　安83　区水平井注水吞吐采油的适应性

图4　胡198井长7砂岩渗透率与水饱关系图

由注水吞吐采油的机理和步骤可以看出，注水吞吐方法适用范围很宽，没有严格的限制条件，油藏亲水性强、储层含油性较好、储层裂缝发育、地层压力扩散慢是适用于注水吞吐的有利条件。注水吞吐采油是单井处理措施，不依赖于井与井之间的流体驱动，因此，对于井间连通性差，其它方法不能见效的地层能量不足的油藏，注水吞吐更具有优越性。安83区致密油储层紧邻烃源岩，据胡198井密闭取芯资料分析表明，长7致密油原油充注程度高，原始含油饱和度高达70%以上（见图4），有利于注水吞吐。安83区致密油地层压力低，孔喉细微且物性差，储层非均质性强，微裂缝发育，同时体积压裂后水平井缝网形态更加复杂，常规注水开发见水风险大，但发育的裂缝有利于注水吞吐开发。

3　第一周期吞吐采油试验效果分析

2014年4月以来，分别在安平19和安平21井组开展了注水吞吐试验，取得了初步效果。

安平19井4月14日开始注水，日注水量80 m3，累积注水1 800 m3，闷井时间19 d，开井后，日产液从6.2 m3提高到15.6 m3，增幅9.4 m3；日产油从4.6 t提高到8.3 t，增幅3.7 t；动液面从1 490 m抬升到850 m，增幅640 m（见图5）。有效期117 d，目前日产液2.7 m3，日产油2.1 t。

受安平19井注水影响，邻井安平42井能量得到补充，日产液量、日产油量逐步提升，日产液从试验前的6.2 m3上升到12.1 m3，日产油量从试验前的4.5 t上升到日产油8.6 t，日增油4.1 t。有效期134 d，目前日产液3.1 m3，日产油2.5 t（见图6）。

图5　安平19井注水吞吐生产曲线

图6　安平42井生产曲线

第一周期内安平19井组注水吞吐采油累积增油553 t，采出程度提高了0.17%。安平19井采用笼统注水，吸水剖面图显示，各射孔段吸水严重不均，其中第1～5段吸水量占94.2%，第6～7段吸水量5.58%，第8、9段基本不吸水。

平21井从4月4日开始注水，单井日注176 m3，累计注水2 133 m3，闷井31 d，开井后，日产液从5.1 m3提高到12.8 m3，增幅7.7 m3；日产油从3.7 t提高到4.5 t，增幅0.8 t；动液面从1 800 m上升到1 377 m，增幅423 m，有效期100 d，目前日产液5.3 m3，日产油3.5 t，动液面1 713 m（见图7）。

受安平21井注水影响邻井安平20井能量得到补充，日产液从7.2 m3提高到18.8 m3，增幅11.6 m3；日产油从5.5 t提高到15.7 t，增幅10.2 t；动液面从1 379 m上升到851 m，增幅528 m，有效期142 d，目前日产液8.9 m3，日产油6.4 t（见图8）。

第一周期内安平21井组累积增油735 t，采出程度提高了0.16%。

4　结论与认识

（1）注水吞吐可以有效补充地层能量，提高单井产量，提高阶段采出程度。

（2）注水过程中能建立有效的驱替系统，邻井效果较本井好，增产幅度大且有效期相对较长。

（3）第一周期注水量偏小，导致注水吞吐试验井有效期短、增油量有限，阶段采出程度提高幅度小。

（4）笼统注水，导致吸水不均，影响注水效率和波及体积。为进一步认识致密油体积压裂水平井注水吞吐开发规律，探索致密油有效补充能量开发方式，可继续开展第二周期注水吞吐先导性试验。

图7　安平21井注水吞吐生产曲线

图8　安平20井生产曲线

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［5］黄海燕.注水吞吐采油的应用分析［J］.中国石油和化工标准与质量，2012，33（10）：261.

［6］张钧涛.注水吞吐采油主要影响因素及其规律研究［J］.中国石油和化工标准与质量，2011，（2）：182-183.

The test feasibility of the second cycle of water swallowingspitting injection oil production of An 83 horizontal well

CHEN Zhangshun，WANG Pingping，YANG Bo，WU Yupeng，CHENG Xiaoyi，CHAI Huiqiang，CHENG Jian，HE Wensi，CHEN Xinjing，LI Yanqiu
（Oil Production Plant 6 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710200，China）

The paper mainly introduces the steps and the theory of water swallowing-spitting injection，outlines the applicability of An 83 horizontal well water swallowing-spitting injection，and includes a detailed analysis of the first cycle of water injection and swallowing-spitting of oil production test results.Finally，this paper deficits the second cycle feasibility of water swallowing-spitting injection test.

horizontal well；water swallowing-spitting injection；adaptability；test result；feasibility

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.07.012

TE357.6

A

1673-5285（2015）07-0053-04

2015－06-02

陈章顺，男（1981-），工程师，2007年毕业于成都理工大学资源勘查专业，现在中国石油长庆油田分公司第六采油厂从事油田开发工作，邮箱：czs1_cq@petrochina.com.cn。