注水吞吐提高特低渗油藏采收率研究

陈东明

(中国石油辽河油田分公司 勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010)

苏北油区储层以粉砂岩为主，平均孔隙度10.5%，平均渗透率1.2 mD，属于低孔特低渗油藏，且油藏砂体厚度薄，横向变化快，连通程度较差。因此，油藏注水开发困难，注不进采不出，主要依靠天然能量开发，采油井产量递减快、采收率低[1]。目前，单井日产液量仅2.0 m3/d，单井日注水量仅3.0 m3/d，单井注入压力高达37.0 MPa。针对这一类油藏，注水吞吐可以有效地保持地层能量，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[2]，闷井期间，利用油层的渗吸驱油机理，在毛细管力的作用下，注入水可以将基质中的原油驱替出来，从而提高油藏采收率[3-5]。利用ECLIPSE数值模拟软件，针对低渗油田建立苏北油区单井注水吞吐机理模型，通过润湿性、渗透率、注水量、注水速度和闷井时间五个方面的研究，确定不同因素对苏北油区注水吞吐井开发效果的影响。

1 注水吞吐模型的建立

苏北油区1-5井储层渗透率4.2 mD，为特低渗储层，从砂体构型模式图看(见图1)，该井属于孤立模式，注水无法见效，以该井为基础，建立单井注水吞吐机理模型，X、Y方向划分25组网格，平面步长为10 m，垂向划分为6个模拟层，步长为0.5 m，网格系统为25*25*6。

为便于对比不同条件下注水吞吐井的开发效果，根据苏北油区1-5井的储层条件，建立一个基准模型。基准模型的渗透率为5 mD，孔隙度16%，含油饱和度0.65，采油井位于模型中心位置，采油井日产液4 m3，当井底压力为泡点压力时关井。

2 注水吞吐开发效果影响因素分析

2.1 润湿性对注水吞吐的影响

由于组成岩石的矿物种类不同，同种矿物形成过程中的晶格缺陷及其他杂质浸入所产生的类质同象的影响，从而使不同矿物以及同种矿物的不同部位的润湿性不尽相同[6]。而岩石的润湿性是影响注水吞吐开发效果的重要因素。采用基准模型，模拟井底压力下降到饱和压力时，反向注水使地层压力上升到38 MPa，闷井2个月后开井生产，吞吐5个轮次。通过调节相渗曲线改变模型储层的润湿性，模拟不同润湿性对注水吞吐效果的影响，如图2所示。

从图2可以看出，注水吞吐采油对不同润湿性油藏都有效。亲水性越强，越有利于注水吞吐采油，开发效果越好，主要是由于储层亲水性能越强，越能更好地发挥毛细管力吸水排油的作用。

2.2 渗透率对注水吞吐的影响

储层渗透率对于注水吞吐的开发效果具有直接的影响。采用水湿性储层基准模型，模拟储层渗透率为1 mD、3 mD、5 mD时对注水吞吐效果的影响，结果如图3所示。

从图3可以看出，渗透率越小，最终采出程度越低，但注水吞吐措施提高采出程度的幅度越大，注水吞吐井增油效果越好。

2.3 注水量对注水吞吐的影响

注水过程中地层压力的变化分为两个阶段：1)注入水量弥补地下亏空，地层压力上升较慢；2)累计注入水量大于地下亏空后，注入水量以压缩状态储存于油层中，表现为地层压力迅速上升。单一轮次的注水量决定着地层压力的恢复程度，采用水湿性储层基准模型，利用压力控制注水量，模拟注水量大小对注水吞吐开发效果的影响，结果如图4所示。

从图4可以看出，提高单一轮次的注水量，可以延长吞吐周期内的采油时间，增加单一轮次吞吐的采油量，提高采油速度，因此，生产过程中在保证安全的前提下，应尽量提高注水量。

2.4 注水速度对注水吞吐的影响

注水速度影响地层压力的恢复速度，注水速度越大，地层压力恢复越快，从而达到同一压力水平时所需注水时间越短。采用水湿性储层基准模型，在注水量一致条件下，调节注水速度，注水完成后闷井2个月后开井生产，模拟注水速度对注水吞吐开发效果的影响，结果如图5所示。

由图5和图6可以看出，高注水速度对同一周期内产油量无明显影响，但是提高注水速度可以缩短吞吐周期，提高采油速度。

2.5 闷井时间对注水吞吐的影响

闷井平衡的目的是利用油层的亲水性，发挥毛细管吸水排油的作用，使注入水随地层压力扩散的同时与地层原油发生交换，地下流体饱和度分布发生变化，以利于原油的采出。采用水湿性储层基准模型，调节闷井时间，模拟闷井时间对注水吞吐效果的影响。

根据图7不同闷井时间条件下采出程度和单轮次平均采油量对比可以看出，在该模型条件下，2～4个月的闷井时间对于单轮次采油量无明显影响，但缩短闷井时间可以有效地提高采油速度。

3 现场应用实例

苏北油区1-5井油层为亲水性储层，渗透率为4.2 mD，油层厚度2.8 m，与周围油层连通程度差，该井投产初期日产油6.9 t，含水10.3%，由于渗透率低，投产后产液量迅速下降，仅生产6个月后转注，转注前累积产油365 t，累积产水51 m3，转注后压力迅速上升，注入压力达到29 MPa停注，累积注水727 m3。转为注水吞吐开采后，闷井3个月后采油，开井后该井由注水前的间开转为连续生产，初期日产液20 m3，含水80%～96%，后期稳定生产日产液5.3 m3，日产油1.6 t，含水66%，单轮次增油量达到710 t，取得了较为明显的增油效果。

4 结论及认识

1)注水吞吐采油对不同润湿性油藏都有效，储层亲水性越强，越有利于注水吞吐采油，开发效果越好。

2)储层渗透率越小，注水吞吐措施提高采出程度的幅度越大，增油效果越好。

3)注水速度可以加快压力地层压力恢复，缩短吞吐周期，增大单一轮次的注水量可以增加采油量，可以延长吞吐周期内的采油时间，提高采油速度。

4)注水吞吐可以有效地改善连通程度低的特低渗油藏开发效果。