利用数值模拟技术研究扶余油田周期注水模式

何增军,王战丹,宋成立,马振华 ,王长伟

(1.中国石油吉林油田分公司扶余采油厂，吉林松原 138000；2.中国石油吉林油田分公司长春采油厂， 吉林长春130618)



利用数值模拟技术研究扶余油田周期注水模式

何增军1,王战丹1,宋成立1,马振华2,王长伟2

(1.中国石油吉林油田分公司扶余采油厂，吉林松原 138000；2.中国石油吉林油田分公司长春采油厂， 吉林长春130618)

针对扶余油田目前高含水开发、油藏非均质性较强、注入水形成严重的无效水循环的现状，开展了基于岩心尺度的数值模拟研究，研究了注水方式、注入速度、原油黏度、注水时机、含油饱和度场等参数对周期注水效果的影响。结果表明，油藏非均质性、地层压力等是实施周期注水的前提；周期注水的最终采收率随原油黏度和转注含水率的增加而降低；周期注水最终采收率增量随原油黏度的增加而增加，随转注含水率的增加而降低；周期注水的含油饱和度场要优于连续注水。所以对于非均质性较强的油藏，应在早期进行周期注水，可有效提高油田采收率。研究成果为扶余油田下步科学制订注水调整及周期方案提供了理论基础。

扶余油田；数值模拟；周期注水；最终采收率

扶余油田注水开发后，油井含水迅速上升，由1973年的5.1%上升到1975年的22.9%，油田进入含水开发阶段， 1988年油井含水81.2%，油田进入高含水开发期，控制含水上升成为油田开发工作的重点。针对扶余油田地质特征和开发状况，自1988年开始周期注水试验，并逐步大面积实施。在西区进行大面积、长期的周期注水，东区、中区试验周期注水，周期注水比例占全厂面积的16.8%，储量的16.9%，产油量的20.3%。根据不同开发阶段、不同井网特点，可分为二次调整周期注水阶段、三次调整周期注水阶段。共计实施周期注水3611井次，涉及油井10347井次，累计增油22.92×104t，累计降水204.74×104t，平均单井增油29t。

虽然油田推广了规模化周期注水工作，并见到了较好的效果；但对不同区块周期注水的适应性、注水方式选择、合理注采参数等缺乏系统的研究，其适应条件及注采参数等尚未进行优化。因此开展了数值模拟提高扶余油田水驱效果的研究，为扶余油田注水开发提供依据。

1 周期注水适应性分析

(1)扶余油田储层非均质性严重，适合周期注水。

5口检查井物性分析表明，扶余油田泉四段4个砂组内的渗透率级差范围为80.22～135.6，其中2～4砂组的渗透率级差105.22～135.6；储层渗透率变异系数范围为0.20～1.75，主要储层渗透率变异系数为0.7～1.75。突进系数范围为1.3～9.8，主要储层渗透率突进系数在2.5以上。

约60%的厚度储量渗透率级差大于10，大约35%的厚度储量渗透率级差大于20，说明扶余油田储层的非均质性强，周期注水比较适合[1-4]。

(2)扶余油田储层韵律多、剩余油多，为周期注水提供有利条件。

泉四段自下而上形成4个大的旋回，共分为4个砂组、13个小层，以三角洲前缘水下分支河道砂的正韵律为特征，全区广泛分布。在重力和驱动力作用下，注入水沿正韵律底部高渗透层段突进，油层底部含水率上升快，水淹严重，而顶部水驱效果差，剩余油多分布在顶部层段。如检19井Ⅱ砂组6小层，由于水淹影响底部电阻率曲线幅度值明显减小，含水饱和度下部平均为60.4%，上部平均为29.8%。

(3)储层物性和流体性质适合周期注水。

扶余油田泉四段有效孔隙度一般为22%～26%，空气渗透率一般为100～500mD，平均为180mD。油层原始含油饱和度一般为70%～75%，平均为73%，属亲水型油藏。泉四段原油黏度为21～24mPa·s；原始油田压力一般为4～4.8MPa，平均为4.4MPa，油层温度为32～35℃。平均为32.7℃。泉四段属于中—低黏度、常压—常温油藏，比较适合周期注水实施[5-8]。

2 周期注水模拟实验设计

2.1 实验设备

图1为模拟周期注水的实验设备和实验流程。实验模型为一块30cm×30cm×3cm的三维填沙板，上下3层，各层厚度为1cm，渗透率从上到下分别为60mD、150mD和500mD。实验温度为常温，实验压力为目前实际地层压力。

2.2 实验设计

扶余油田原始地层压力均值为4.4MPa，原始饱和压力为3.53MPa，目前实际地层压力均值约为3MPa。故将实验压力设置为3MPa[3]。

2.3 周期注水方式选择

周期注水具体可分为间歇注水、脉冲注水等。其中间歇注水还包括平衡注水、非平衡注水。采油井在整个注水周期中可选择连续生产和间歇生产两种方式。

低渗透油藏中注水压力偏高，注水压力的提高幅度有限，因此脉冲注水不适用于低渗透油藏。在高渗透油藏中，压力提高后，由速度提升所产生的阻力增加过小，水驱面积的提高有限，因此脉冲注水在高渗透油藏中有一定的效果但比较有限。

本次实验采取周期性关井停注，平衡间断注水，连续采油方式，注采比为1∶1，注入和停住时间相等，注水量和连续注水在相应时间内相同。

2.4 注入速度的确定

周期注水时，理论上在恢复注水阶段要补偿停注阶段的注水量。国内外周期注水实践表明，注水量保持在原来的70%～90%可达到最佳开发效果。恢复注水时的注水量只要保持与连续注水相当，即可达到理论效果。据前人研究，流体在油层中的平均流速为3cm/d，按照流速相似原则，实验模型驱替等效速度也为3cm/d。已知模型为边长30cm的正方形，则大致需要10天时间将整个模型驱净。由此计算出等效注入速度为30×30×3×0.24÷10=64.8cm3/d，即64.8÷(24×60)=0.045cm3/min，以此作为连续注水的注入速度。由于本次实验采取平衡注采方式，周期注水的注入速度应为连续注水的两倍，即125.6cm3/d(0.09cm3/min)。

2.5 注水半周期的确定

注水半周期，指注水量增加和减少阶段时间的长短，它决定交渗量和油层压力变化幅度，即注入水波及油层范围的大小。注水半周期公式为：

T=0.5L2/η

(1)

其中：

η=K/(μCt)

(2)

式中T——注水半周期，d；

L——注水井排到采油井排的距离，cm；

η——注水时地层的平均导压系数，cm2/s；

K——地层有效渗透率，mD；

μ——流体黏度，mPa·s；

Ct——综合压缩系数。

上式表明，地层弹性越差，注水频率应越高，即周期越短。随着驱替前缘的推进，即随着L的增加，频率应越低。根据本区储层中低渗透特点，结合生产实际，设定注水半周期为0.5天。

2.6 实验流程

(1)将所有管线、六通阀、釜、试管清洗干净，按照实验流程图连接，确保无漏失。

(2)将配好的地层水及原油分别装入釜中。

(3)按照石油行业标准将模型饱和地层水，后用原油驱替，再用地层水驱替至采油井含水率达到60%，模拟油层当前开发条件。

(4)按照前文设计的注采参数和周期进行实验，连续记录油水分量。

(5)周期注水实验完毕后，按照行业标准用乙醚将模型洗净，按照注入量相等的原则进行连续注水，并连续记录油水分量,进行数据分析[9-10]。

2.7 实验结果及分析

注水半周期为0.5天，间注连采。实验中用到的其他参数为：油的黏度20mPa·s，注入时机为含水60%，连续注水的注入速度为0.045cm3/min，周期注水的注入速度为0.09cm3/min。连续注水4天、含水60%时开始周期注水，共进行7个周期，图2和图3展示了部分实验结果。

由图2可知，周期注水后采收率明显增加，周期注水实验结束后采收率为43.5%。图3可见，在第1周期，采收率增量可达3.11%；到第7周期，采收率增量降至0.52%。这是由于随着周期注水的进行，地层含油饱和度不断下降，可供采出的原油减少。

3 岩心尺度周期注水数值模拟结果分析

国内外数值模拟广泛应用的软件主要有ECLIPSE、VIP、WorkBench和CMG。其中CMG在操作、可视化方面优势明显，因此选用加拿大CMG软件的STAR黑油模块作为周期注水的模拟运算器。

3.1 3层模型的建立

在确保数模精度要求，兼顾计算速度的前提下，建立三维地质模型，采用直角坐标，网格划分为30cm×30cm×3cm，网格步长为0.01m，模型纵向上分为3层(图4)，层厚1cm，渗透率从上到下分别为60mD、150mD和500mD，净总厚比为1。孔隙度为0.24，流体和岩石的参数都取自油田测量值。

3.2 数值模拟结果

3.2.1 原油黏度的影响

由于模型大小发生了改变，故之前通过相似比确定的注入速度应增至1.5倍，即连续注水的注入速度调整为32.4cm3/d，周期注水的注入速度调整至64.8cm3/d。周期注水前进行连续注水，至含水率达到60%左右开始周期注水，分别选取20mPa·s、40mPa·s、60mPa·s、80mPa·s和100mPa·s为实验原油黏度，将含水率为98%作为停注点，部分实验结果如图5、图6所示。

从图5可见，随着原油黏度增加，原油黏滞力增强，两种注水方式的最终采收率降低，但周期注水的降低幅度小于连续注水；并且相对于双层模型来说，3层模型周期注水提高采收率的程度更大，这是由于3层模型中非均质性更强所致。

当原油黏度较高时，周期注水的增产效果更好。分析认为,高黏度原油使注入水在高渗透层和低渗透层中同时造成指进，停注期间毛细管力的作用使得这种指进减弱，从而提高采收率，黏度越大效果越明显。

图6展示了不同原油黏度时周期注水的采收率增量，随着原油黏度增加，周期注水相对连续注水的采收率增量变大，在原油黏度为100mPa·s时，周期注水的采收率比连续注水提高2.24%。

图7是连续注水和周期注水情况下，原油黏度不同时，注水井井底压力随时间变化图。

由图7可以看出，当原油黏度增加时，两种注水方式的注入压力均增加。

3.2.2 注水时机(含水率)的影响

在周期注水前进行连续注水，原油黏度为20mPa·s，选取含水率为40%、50%、60%、70%和80%为周期注水时机(转注含水率)。将连续注水含水率为98%作为停注点，部分实验结果如图8、图9所示。

由图8可见，转注含水率对周期注水效果的影响不明显，采收率仅有小幅降低。根据经验，周期注水的转注时机在含水率为40%～80%时最佳，注水时机越早，最终采收率越高，其原因是早进行周期注水有助于动用小孔隙中的原油，放大了交渗效应。

由图9可见，随着转注含水率增加，周期注水相对于连续注水的最终采收率增量有小幅降低。

3.2.3 周期注水期间饱和度场变化及效果

选取含水率40%为转注时机，原油黏度为20mPa·s。

由图10可见，低渗透层(第1层)含油饱和度明显大于下面两层。且周期注水的效果要优于连续注水。值得注意的是，由于油层渗透率非均质性很强，所以第2层和第3层含油饱和度很低。第2周期结束后含油饱和度场与第1周期类似。

4 结论和建议

(1)理论分析与实际应用表明，在保持地层压力的前提下，与连续注水相比，周期注水可提高最终采收率。

(2)周期注水的最终采收率随储层非均质性和原油黏度的增加而降低，随转注含水率增加而降低。所以对于非均质性较强的地层，应在早期进行周期注水。

(3)从采收率增量看，周期注水的采收率增量随非均质性和原油黏度增加而提高，随转注含水率的增加而降低。

(4)周期注水通过产生不稳定压力场改善开发效果，采用先降压后升压的方式增油效果最好。但长期采取某一种注水方式就又会形成了一个相对稳定场，导致注水效果下降，所以周期注水方式也必须多次调整。

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Insights into Cyclic Waterflooding Mode with Numerical Simulation in Fuyu Oilfield

He Zengjun1, Wang Zhandan1, Song Chengli1, Ma Zhenhua2, Wang Changwei2

(1.FuyuOilProductionPlant,PetroChinaJilinOilfieldCompany,Songyuan,Jilin138000,China;2.ChangchunOilProductionPlant,PetroChinaJilinOilfieldCompany,Changchun,Jilin130618,China)

Currently, Fuyu Oilfield features in high water-cut development, strong reservoir heterogeneity, and severe inefficient water circulation caused by injected water. For this, the research on injection model with numerical simulation that based on the core dimension has been conducted,probed into the influence of such parameters as waterflooding way, injection rate, crude oil viscosity, waterflooding time, and oil saturation field on cyclic waterflooding effect. Results showed that reservoir heterogeneity, formation pressure, etc. are premises of cyclic waterflooding; the ultimate recovery of cyclic waterflooding dropped with the increase of crude oil viscosity and conversion water content; the increment of ultimate recovery of cyclic waterflooding rose with the increase of crude oil viscosity and declined with the increase of conversion water content; the oil saturation field of cyclic waterflooding was superior to that of continued waterflooding. Therefore, with regard to the reservoir of stronger heterogeneity, we had to carry on cyclic waterflooding in the early period, which could enhance recovery in the oilfield efficiently. The research laid theoretical basis for scientifically drawing up waterflooding regulation and cyclic plans in Fuyu Oilfield in near future.

Fuyu Oilfield; numerical simulation; cyclic waterflooding; ultimate recovery

何增军(1980年生)，男，高级工程师，现从事石油开发工作。邮箱：hezengjun@sohu.com.

TE341

A