特低渗透非均质油藏周期注水方案研究

解　伟，石立华，吕迎红，曾　俊，王继超，张　亮

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)



特低渗透非均质油藏周期注水方案研究

解伟，石立华，吕迎红，曾俊，王继超，张亮

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

摘要：目前国内外大量的理论研究和矿场试验结果表明，周期注水是改善水驱开发效果的经济有效方式。针对这一问题，结合油田的实际情况，采用单因素分析方法，综合考虑了地质因素和开发因素的影响，采用矿场实际数据，建立油藏地质模型，利用Eclipse数值模拟软件，从注水能力、周期注水时机等方面分别模拟常规注水和不同周期注水方式下的含水率、采出程度、地层压力等主要生产指标对比，确定合理的周期注水方式。模拟结果表明：对非均质性严重的特低渗透油藏，实施周期注水可获得更好的增油降水效果，注水半周期为1个月，间隔时间为30天的方案最好，模拟结果对特低渗透油藏注水开发具有理论指导意义。

关键词：特低渗透油藏；非均质性；周期注水；数值模拟

特低渗透油藏储层物性差、层间矛盾突出，油田常规注水后期，由于储层非均质性强，导致采油井含水率上升速度加快，致使油层过早水淹，产量递减严重，经济效益变差。为了解决常规注水的不完善性，苏联学者提出了周期注水的措施方案，在此基础上对周期注水的机理、适用性等进行了实验室研究、数学模型研究和矿场试验研究，结果表明，周期注水能有效改变液流方向，改善水驱效果[1-3]。但前人的研究主要针对中—高渗透油藏，对于特低渗透油藏的周期注水研究尚少，有必要对特低渗透油藏的周期注水方式进行研究。

延长油田双河东区为非均质性严重的砂岩油藏，主要靠注水驱动生产。储层具有以下特点：①储层物性差，纵向非均质性严重；②采油井无自然产能，压裂后微裂缝发育。该油田没有无水采油期，表现出含水率上升快、采出程度低的开采特点。截至2012年12月，工区站内有采油井123口，注水井25口，为不规则点状注采井网，注采井数比为1∶5，累计产油量为146.19×104t，采出程度为7.73%，综合含水率为40%。随着油田注采失衡矛盾的加剧、老井措施效果逐年变差，含水率上升速度进一步加快，井网调整余地越来越小，产量递减速度进一步加快。针对其油藏地质特征，开展了周期注水应用方法的研究。通过分析该区块周期注水的适应性，采用Eclipse数值模拟研究，为该区块周期注水方案的制订和应用奠定了理论基础。

1 周期注水适应性分析

国内外理论研究和实践认为，适用周期注水的油藏应满足以下条件[4-5]。

(1)油层非均质性强。对非均质性强的油层，周期注水能起到提高波及系数的作用；因此油层非均质性强是合理应用周期注水的主要地质条件。

(2)油层亲水。周期注水的机理是利用地层岩石的亲水作用，使注入水滞留在低渗透层(带)中，将部分油从低渗透层(带)中驱替出来；因此，在油层亲水的条件下，这种驱油作用更能发挥出来。

(3)地层原油黏度较小。在地层原油黏度较小时，能靠毛细管力克服原油的黏滞力，使水将原油从低渗透层(带)中驱替出来。

(4)周期注水前常规注水时间较短。国内外周期注水试验结果说明，前期常规注水时间越长，周期注水的效果越差。

(5)注水工艺与注水量的要求。采用周期注水后，因注水井要停注一个阶段，如果总的注水量与常规注水量保持相当，那么注水井必须提高注水强度。不同条件下试验结果表明，周期注水量与常规注水量之比越大，增产效果越显著。

根据周期注水的基本原理及适用条件综合分析认为，双河东区长6油层组具备了周期注水的适用条件，即井网不合理，注采矛盾严重，截至目前水驱控制程度为76.5%，水驱储量动用程度仅为50.2%；油层非均质性强，采油井含水率上升速度加快，油层过早水淹，目前含水率大于70%的采油井有25口，其中16口井含水率为100%；地下原油黏度低。因此在双河东区长6油层组实施周期注水、改善开发效果是可行的。

坪55-2井组于2006年10月转注，日注水量为15.6m3，初期阶段注采比较高，水驱前缘测试显示较为严重的水驱突进现象，导致3口采油井含水率上升快，停注后，采液量和含水率明显递减(图1)。

2 周期注水方案研究

为研究周期注水开发效果，利用Eclipse数值模拟软件，结合注水井水线推进速度及周围采油井见效时间，从注水能力、注水半周期等方面分别模拟常规注水和不同周期注水方式下的含水率、采出程度、地层压力等主要生产指标，确定合理的周期注水方案。

2.1 注水周期确定

2.1.1 理论值法

注水周期理论上取决于井底压力波动大小在油水井间储层中的分布完成时间，即选用的周期必须使注水井与采油井之间的压力在一定范围内变化，且这种变化(升压、降压)在油水井间完成。一般认为，注水时压力波由注水井井底开始，经过一段时间传播到采油井井底，采油井开始见效。矿场试验表明[6-7]，通常见效时间与井距的关系为：

(1)

Ct=(CoSo+CwSw)φ+Cf

(2)

式中L——注水井到采油井的距离，m；

K——地层原油黏度，mD；

μ——地层渗透率，mD；

t——见效时间， d；

Ct——综合压缩系数，MPa-1;

φ——孔隙度；

Co——原油压缩系数；

So——含油饱和度；

Cw——地层水压缩系数；

Sw——含水饱和度；

Cf——岩石压缩系数。

(3)

式中T——半周期，d。

由以上公式可知，周期注水的周期与地层渗透率成反比，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，注水周期越短；随水线到采油线距离的增加注水周期增加。由于双64井、双69井、双70井、双76井的水线推进速度分别为16m/d、17.9m/d、17.48m/d和12.8m/d，结合试验区的实际生产情况，确定试验区的最佳注水工作半周期为5～27天。

2.1.2 经验分析法

分析现场10口注水井周围采油井见效时间,发现绝大部分见效时间为1个月。据此可以初步推断,周期注水的注水半周期也为1个月。

通过比较以上两种方法,充分考虑周期注水的原则,结合现场的实际,综合选定周期注水半周期为30天。

2.2 周期注水注水量确定

保持注采平衡是注水开发油田的基本要求，周期内的注水量必须保证注采平衡。从注采平衡角度出发，分析认为，周期注水中恢复注水阶段注水量的确定应考虑间注期间产液量的下降程度，即恢复注水时的注水量应接近间注期内扣除减少产液量后影响的水量。注水波动幅度和压力保持水平是周期注水方案中重要的设计参数，这些参数因油藏性质而异，直接影响周期注水见效时间的长短及达到最佳效果所需的时间[8-12]。

根据国内外的经验，周期注水时的水量大体上为连续注水时的70%～90%，工区储层的渗透率比较低，砂体规模较大、单层厚度变化较大、连通好、多呈厚层及块状分布。参考国内外周期注水经验，在实施周期注水过程中，为保证采油井有较稳定的能量供应，采用了较大的恢复注水比例，周期注水时的总注水量为常规连续注水时的90%左右[13-15]。

2.3 周期注水方案数值模拟研究

为了获得能够充分反映储层非均质性的地质模型，网格的定义必须具有足够的密度，定义的依据主要考虑横向上的井网密度和纵向上砂层的厚度[16-17]。本次模拟采用正交网格，X方向和Y方向步长取20m，Z方向根据地质模型厚度而定。网格节点总数为155×129×18=359910。采用双河油田实际数据，长6油层组储层有效厚度为25.6m，孔隙度为12.6%，顶层深度为1500m，模拟时间为10年，采油井恒定井底压力为1MPa，注水井恒定注入压力为10MPa。为使注水井满足油藏配注需要，不影响地层压力恢复，需要注水井在开井注水期间的注水量能够尽量弥补关井时间的水量损失。研究表明，注水量增加幅度对油层的脉冲作用增大，则周期注水效果会更明显。结合双河油田实际情况，在现有井网的基础上，将注水井转为周期注水，考虑到目前采油井产量大幅递减及地层亏空情况，采用了较大的注水比例，周期注水时的总注水量为常规连续注水时的90%左右，恢复注水比例选为1.2。目前注水井平均日注水量为15.4m3，将周期注水量保持在常规注水阶段的120%，即周期注水量为18.5m3，注水半周期为一个月，半周期间隔时间分别分5个不同时间段，具体方案设计见表1。

表1　周期注水方案表

各方案分别预测模拟计算10年左右，各生产指标对比情况见表2、图2。表2中增油量是指其他方案相对方案0增加的产油量。

表2　不同预测方案在10年末生产指标统计表

模型设计了半周期间隔时间分别为10天、15天、20天、25天和30天5种方案，对比每个模型实施周期注水的效果。各方案利用相同的地质模型和油水井工作制度，方案对比性强，通过对各项预测生产指标的综合对比分析可知：

(1) 开发10年后，不同注水周期下增油控水效果不同，方案5比较合理，累计产油量最多，常规注水(方案0)累计产油量最少。

(2) 方案1至方案5日产油量整体上随开发时间的增加而缓慢降低，含水率随开发时间的增加呈上升趋势，但含水率低于常规注水(方案0)，不同的周期注水方案对降低油田含水率都起到了一定的作用。

(3) 同一个注水半周期下，两个半周期间隔时间越长，累计产油量越大，累计注水量越少，日产油量随开采时间增加的幅度也越大，同一时间下含水率越小。

(4) 模拟运行10年，与常规注水相比，各预测方案均取得了较好的增油效果，方案5累计产油量达505054.88m3，比常规注水方案增产原油9116.5m3，所需注水量为所有方案中最少(为115.69×104m3)，综合含水率最低(为66.61%)。

(5) 从提高采收率、降低含水率的角度来说，双河东区油田实行周期注水能起到很好的增油降水效果。

3 结束语

(1)数值模拟研究表明：在相同的注水周期条件下，对称性周期注30天、停30天方案开发效果较好。

(2)产量递减和含水率上升速度减缓。周期注水期间，产量和含水率都呈周期性变化，但总的结果是产量递减和含水率上升速度减缓。试验区的综合含水率由周期注水前的75.35%下降到66.61%，综合含水率得到有效控制。

(3)周期注水提高了注水利用率，减少了无效注水，达到较好开发效果，一个周期内的累计注水量要远低于常规连续注水时的注水量。

(4)该研究成果为双河东区油田周期注水提供了可行的方案和参考，对提高油田采收率和改善油藏的开发效果具有一定的指导意义。

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Cyclic Waterflooding Scheme for Heterogeneous Reservoir of Ultra-low Permeability

Xie Wei, Shi Lihua, Lv Yinghong, Zeng Jun, Wang Jichao, Zhang Liang

(ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi’an,Shaanxi710075,China)

Abstract:Plenty of theoretical research and field test results showed that cyclic waterflooding was economically efficient to improvement of waterflooding development. To deal with this problem, we adopted single factor analysis according to the actual situation of oilfields, took geologic factors and development factors into account, used field data, established reservoir geologic models, utilized Eclipse numerical simulation software to simulate water content, recovery degree, formation pressure and other major production indexes of conventional waterflooding and different cyclic waterflooding ways from perspectives of the capacity of water injection, cyclic water injection time, and cycle time to determine rational cyclic waterflooding ways. Simulation results showed that the reservoir of ultra-low permeability and serious heterogeneity could achieve better simulation and water reduction results with cyclic waterflooding. The waterflooding scheme with one month of half-cycle waterflooding and time interval of 30 days was the best. The simulation result had guiding significance for ultra-low permeability reservoirs.

Key words:reservoir of ultra-low permeability; heterogeneity; cyclic waterflooding; numerical simulation

中图分类号：TE348

文献标识码:A

作者简介：第一解伟(1979年生)，男，博士，高级工程师，主要从事油气田开发地质方面的研究工作。邮箱：249982993@qq.com。

基金项目：陕西省科技统筹创新工程计划课题(延长油田主力油层小型矿场先导性试验与示范工程)(2011KTZB01-04-06 )。