注采优化提高平面非均质低渗油藏井网水驱波及效率

郭迎春 曲全工 曹小朋 季迎春 邹建 苗明 宋黎光 冯海如 王志兴

1. 中石化胜利油田分公司勘探开发研究院；2. 中国石油大学(北京)；3. 中国石油三次采油重点实验室低渗油田提高采收率应用基础理论研究室；4. 石油工程教育部重点实验室

0 引言

不稳定注水是提高非均质油藏水驱开发效果的重要手段之一，通过周期性地改变注水方式，在高低渗区域建立不稳定压力波动，在油水交渗及低渗区域弹性力释放等驱油机理作用下，有效提高低渗区域原油的动用程度［1］。目前有关不稳定注水的研究较多，许多学者通过数值模拟对不同类型油藏不稳定注水开发影响因素、适用性及开发效果等进行了研究，表明不稳定注水对非均质及裂缝性低渗油藏水驱开发具有较好的适应性［2］。将不稳定注水应用于现场水驱开发也取得较好效果，可有效降低含水率，提高产油量［3］。此外，任文博等［4］对缝洞型碳酸盐岩油藏非对称不稳定注水进行研究，得出非对称不稳定注水对大尺度缝洞型碳酸盐岩油藏也具有很好适应性的结论。殷代印等［5］利用物理模型对纵向非均质和平面非均质岩心进行常规注水和不稳定注水实验研究，认为毛管力是影响不稳定注水主要因素之一。姚键欢等［6］对低渗油藏水平井与直井联合井网不稳定注水进行数值模拟研究，优化了五点法井网不稳定注水开发方式。在改善平面非均质油藏水驱开发效果研究方面，严科等［7］通过数值模拟及油藏工程方法研究平面非均质油藏注采不均衡问题，结合现场实践得出调整井距和注采压差的方法可改善水驱波及效率，进而提高平面非均质油藏水驱开发效果的结论。周涌沂等［8］利用数学推导及室内物理模拟实验，表明调整注采井距的矢量井网能增大注入水对平面非均质油藏水驱波及效率。但将不稳定注水用于平面非均质低渗油藏水驱开发，及在此基础上进行注采优化的室内物理模拟研究较少，对于其改善水驱开发效果作用机理也少有研究，本文基于不稳定注水对非均质油藏具有较好的适应性，利用径向流模型，在不稳定注水基础上通过注采优化改善平面非均质低渗油藏水驱开发效果进行室内实验研究，并分析其作用机理，以期为目标油藏水驱开发提供理论依据。

目标区块2008年1月投产，H148-X35井于2008年12月转为注水井，注水方式为增压笼统正注，与生产井H148-X19井、H148-X27井和H148-X50井成一组注采井网。在2014年10月—2016年10月生产阶段，进行了油水井不稳定注水试验，其中，2014年10月—2015年11月注水井H148-X35井日注水量由30 m3/d降至20 m3/d。2016年1月不稳定注水开始见效，日产油量增加了1.7 t/d，井组含水率下降了5.7%。结合现场生产数据，注水井注入量配合生产井工作参数的调整，井组含水率降低，瞬时产油量升高。目前不稳定注水方式主要针对注水井的参数调整，对同一井组内的生产井参数调整的分流控制研究相对较少，因此，通过建立室内物理模拟模型及对应的物理模拟实验方法，提出3种不同注采方式，分析改善平面非均质井组水驱开发效果的机理，为低成本改善开发效果提供一定的理论依据。

1 物理模拟实验设计

1.1 平面非均质物理模型设计和制作

常规物理模拟的不稳定注水方式多以层间、层内非均质储层为研究对象［9-10］，并未考虑不稳定注水在平面非均质条件下的情况，与实际平面非均质油藏差异较大。

结合实际区块注采井网的部署情况(图1)，设计了对应的五点法注水井网径向流物理模型(图2)。径向流模型为平面非均质，分布有10×10−3μm2、20×10−3μm2和30×10−3μm2共3种不同渗透率的砂岩，不同渗透率区域的岩心由质量不同的露头砂在同一作用力下压制而成，其中渗透率为10×10−3μm2和20×10−3μm2的 砂 岩 体 积 均 占 总 模 型 体 积 的29.18%。注水井I-1井位于模型正中心，模拟现场中的注水井H148-X35井，3口生产井均匀分布在模型边缘，且位于不同渗透率区域。P-2井位于渗透率为10×10−3μm2区域，模拟现场生产井H148-X19井；P-1井位于渗透率为30×10−3μm2区域，模拟现场生产井H148-X50井；P-3井位于渗透率为20×10−3μm2区域，模拟现场生产井 H148-X27井。径向流物理模型与实际井网的几何参数如表1所示。

图1 现场注采井网部署情况Fig. 1 Deployment of injection/production well pattern on site

图2 物理模型设计图Fig. 2 Design diagram of the physical model

表1 物理模型与现场注采几何参数对比Table 1 Geometric parameter comparison between physical model and field injection/production

1.2 实验参数设计

本研究主要围绕现场注水速度改变对生产井生产动态的影响展开，并在此基础上进行注采优化研究，因此，物理模拟实验的生产和注水参数设计是主要影响因素，相似准则参考孔祥言等［11］推导的物理模拟水驱实验。相似数计算后的实验参数与现场参数如表2所示。物理模拟实验条件下的日注入速率转换成实验条件下的注入速率为5.25×10−4m3/d(折合室内实验注入速度为0.367 mL/min)和3.52×10−4m3/d(折合室内实验注入速度为0.244 mL/min)。

表2 物理模拟实验与现场条件的注水参数Table 2 Water injection parameters in physical simulation experiment and field condition

1.3 实验材料及设备

实验用油：按目标区块油藏地层原油组成配制的模拟油。地面原油密度0.877 g/cm3，地层原油密度0.746 g/cm3(65 ℃)；地面原油黏度20.4 mPa · s，地层原油黏度1.2 mPa · s(65 ℃)。

实验用水：地层水总矿化度29 884 mg/L，水型为CaCl2型，pH值为6.8。

实验岩心：按设计的几何参数，采用目标地层露头砂压制的人工岩心。

实验设备：HXH-100B型高压恒速恒压泵(0～30 MPa)；KDHW-Ⅱ型恒温箱(0～150 ℃)；活塞式液体中间容器(1 000 mL×2个，0～35 MPa)；高压径向流岩心加持器，工作压力0～15 MPa，可放置直径40 cm、厚度4～6 cm人造岩心的径向流模型(图3)，岩心腔室下部有活塞可以提供轴压，周围有橡胶套筒可提供围压固定岩心；回压阀4个、六通阀2个，不同长度耐腐蚀钢制管线若干，手动计量泵1个，液体计量装置3套，压力传感器及配套计算机设备等(图4)，以上设备均由江苏海安石油科研仪器有限公司提供。

1.4 实验步骤

1.4.1 实验准备(1)测量模型直径和厚度，计算视体积；(2)将模型放入径向流岩心夹持器中，向夹持器加10 MPa轴压和9 MPa围压；(3)抽真空、饱和地层水，计算孔隙体积；(4)依据径向流渗流关系式，利用流量与压差测定各方向生产井的水测渗透率(表3)；(5)保持实验温度为65 ℃，饱和模拟油至束缚水饱和度，计算初始含油饱和度，并老化48 h。

图3 模型实物图Fig. 3 Picture of the model

图4 不稳定水驱平面径向流模拟物理实验流程图Fig. 4 Flow chart of the plane radial-flow physical experiment on unstable waterflooding

表3 实验物理模型渗透率参数Table 3 Permeability parameters of the experimental physical model

1.4.2 脉冲注水方式

本实验条件下，脉冲注水方式为注水井按设定的注入速率达到设计的注入量，再降低流速，仅改变注水井的工作制度的一种不稳定注水方式。

实验内容：(1)以0.367 mL/min恒速注水，同时打开P-1井、P-2井和P-3井，各生产井设置相同回压；(2)0.367 mL/min速度下注水6 h后，降至0.244 mL/min继续水驱2 h；(3)记录整个实验过程中各生产井的生产压差、产油量和产水量变化。

1.4.3 同步平衡产液量方式

本实验条件下，同步平衡产液量是给生产井设定不同回压值，形成不同生产压差，平衡生产井因非均质引起的不均匀产液量而进行的脉冲注水。

实验内容：(1)以0.367 mL/min恒速注水，P-1井、P-2井和P-3井设置不同回压，并同时开井，保持恒定注水速度6 h；(2)降低注水速度至0.244 mL/min后，继续水驱2 h；(3)记录整个实验过程中各生产井的生产压差、产油量和产水量变化。

1.4.4 异步平衡产液量方式

本实验条件下，异步平衡产液量方式为在高注入速率阶段采用与脉冲注水相同的注入参数，低注入量阶段各生产井设定不同回压值，产生不同生产压差，平衡生产井因非均质引起的不均匀产液量。

实验内容：(1)以0.367 mL/min恒速注水，P-1井、P-2井和P-3井设置相同回压，并同时开井，保持恒定注水速度6 h；(2)降低注水速度至0.244 mL/min，P-1井、P-2井和P-3井设置不同回压，继续水驱2 h；(3)记录整个实验过程中各生产井的生产压差、产油量和产水量变化。

3种不稳定注水方案的水驱实验径向流物理模型参数如表3和表4所示。

表4 实验物理模型基础参数Table 4 Basic parameters in the experimental physical model

2 实验结果与分析

2.1 不同注采方式下生产压差分析

脉冲注水方式生产压差变化如图5所示。在0.367 mL/min水驱阶段，受岩心非均质性及各区域内渗流阻力影响，水驱前缘不稳定，注入压力波动变化，注水量达0.04 PV左右时，高渗部位P-1井见水，水驱优势通道形成，水驱前缘相对稳定，模型生产压差有所降低后趋于稳定。注入量0.122 PV时，注水速率降低为0.244 mL/min，降低瞬间，高渗区域由于渗透率较高，压力传导速度大，压力下降快，而低渗区域渗透率较低，压力传导速度小，压力释放慢，对高渗区域形成反向压力梯度，表现为注入压力的上升，在短暂的不稳定压力波动后，低渗区域与高渗区域的压力传导速度稳定，注入压力降低。

图5 脉冲注水方式模拟井组生产压差变化Fig. 5 Variation of the production pressure difference of the simulated well group in the mode of pulse water injection

同步平衡产液量注采方式生产压差如图6所示。0.367 mL/min水驱阶段，3口生产井注采压差波动较大，但保持相对稳定的差值，表明水驱前缘在不同注采压差下向生产井相对稳定推进。注水速率降至0.244 mL/min后，注入压力降低，调节各生产井生产压差与前一阶段相同。由于调整了各生产井的注采压差，低渗区域吸水能力得到改善，高、低渗区域之间没有产生较大吸水量差异，故在降低注入量时，没有形成明显的压力波动。

图6 同步平衡产液量方式下模拟井组生产压差变化曲线Fig. 6 Variation of the production pressure difference of the simulated well group in the mode with synchronously balanced liquid production rate

异步平衡产液量注采方式生产井压差如图7所示。0.367 mL/min水驱阶段，初期的生产压差保持稳定，当高渗井(P-1)见水后，驱替阻力降低，生产压差增加。注水速率降至0.244 mL/min，并伴随不同生产井压差的调节，低渗区域注采压差加大，异步平衡产液量方式在脉冲注水基础上进行了产液量平衡，在形成不稳定压力场同时，调节各生产井注采压差，大幅度改善低渗区域水驱开发效果。

图7 异步平衡产液量方式下模拟井组生产压差变化曲线Fig. 7 Variation of the production pressure difference of the simulated well group in the mode with asynchronously balanced liquid production rate

2.2 不同注采方式下产液情况分析

脉冲注水的方式模型瞬时产液量情况如图8所示。0.367 mL/min水驱阶段，由于高渗部位渗流阻力小，模型整体瞬时产液(产油)较大，且高渗部位吸水量大，水驱前缘在注入量为0.053 PV左右时达到P-1井，水驱优势通道形成后，注入水则大部分沿水窜通道产出，瞬时产水量增加，注入水对低渗区域波及效率降低，模型整体瞬时产油量下降，各井采收率曲线(图9)也表明，模型见水前各井采收率稳定增加，渗透率越高区域采收率越大，见水后，受水流优势通道影响，各井采收率有所降低，尤其是渗透率最低的P-2井，其采收率增加幅度在模型见水后明显低于其他两口生产井。平面非均质油藏水驱开发时，在相同注采压差下，高渗区域见水前低渗区域原油可被部分动用，高渗区域见水后，低渗区域由于渗流阻力大很难被注入水波及，造成低渗区域见水后开发效果差，模型整体采收率较低约为22.55%。0.244 mL/min水驱阶段，注水速度降低后，瞬时产液和瞬时产水下降，瞬时产油量没有明显下降趋势，原因是在降低注水速率后，低渗区域压力响应较慢，其压力高于高渗区域，在压差作用下及弹性力驱动下，部分剩余油进入高渗区域被产出，表现为P-1井采收率保持稳定增加，最低渗透率的P-2井采收率也有所增加，中等渗透率的P-3井弹性力较弱，增加趋势不如P-2井，不稳定注水后提高采收率约为6.32%。高低渗吸水量稳定后，高低渗区域压力平衡，油水交渗作用减弱，模型瞬时产油量下降，瞬时产水量则在短暂的降低后又迅速增加，模型又进入高含水产油阶段。脉冲注水方式可有效改善低渗区域注水开发效果，从而提高模型整体采收率，最终采收率约为28.87%。

图8 脉冲注水方式下井组瞬时产液量Fig. 8 Instantaneous liquid production rate of the well group in the mode of pulse water injection

图9 脉冲注水时各井采收率Fig. 9 Recovery factor of each well in the mode of pulse water injection

同步平衡产液量注采方式井组瞬时产液量及采收率如图10、图11所示。0.367 mL/min水驱阶段，在各井设置了合适的注采压差后，延缓了注入水沿高渗层的快速推进，注入水对低渗区域波及效率得到改善，模型整体瞬时产液相对稳定，水驱前缘未达到P-1井；采收率曲线表明各井采收率稳定增加，P-2井采收率曲线与P-3井接近，说明同步平衡产液量注采方式有效改善了低渗区域水驱开发效果，整体阶段采收率较高约为25.47%。0.244 mL/min水驱阶段，注水速度降低，高低渗区域之间产生油水交渗，低渗区域产生弹性力驱油，同时又由于设置了不同的注采压差，低渗区域驱油效率及波及效率增加，模型瞬时产油量有明显的上升，在注入量0.12 PV左右，水驱前缘到达P-1井，模型瞬时产水量增加，瞬时产油下降；采收率曲线可明显看到低渗井P-2井及P-3井在降低注水速度后，采收率增加幅度大于高速率水驱阶段，而高渗区域由于注水速度降低及水窜形成，采收率增加幅度相比高速水驱阶段有所降低，整体阶段采收率约为6.19%。在同步平衡产液量注采方式下，调整各区域注采压差的同时进行不稳定注水，有效延缓注入水沿高渗区域突破，提高注入水对低渗区域的波及效率，并在利用低速水驱阶段不稳定注水形成的驱油机理进一步对低渗区域原油进行挖潜，模型整体采收率较大约为31.66%。

图10 同步平衡产液量时井组瞬时产液量情况Fig. 10 Instantaneous liquid production rate of the well group in the mode with synchronously balanced liquid production rate

图11 同步平衡产液量时各井采收率Fig. 11 Recovery factor of each well in the mode with synchronously balanced liquid production rate

异步平衡产液量注采方式井组瞬时产液量及采收率如图12、图13所示。0.367 mL/min水驱阶段，瞬时产液变化规律类似脉冲注水方式，0.055 PV左右时P-1井产水，瞬时产水量增加，瞬时产油量下降，采收率曲线也类似脉冲注水方式，见水前高渗区域采收率较大，各井采收率稳定增加，P-1井见水后，其采收率增加放缓，低渗区域采收率增加速度减小，阶段整体采收率约为22.58%。0.244 mL/min水驱阶段，不稳定注水同时调整各井注采压差，平衡产液量，形成油水交渗作用及弹性力驱油的同时，提高注入水对低渗区域的波及量，低渗区域压力增大，油水交渗及弹性力作用效果增强，低渗区域原油被大量采出，表现为模型整体瞬时产油量增加，瞬时产水量降低，采收率曲线可明显看到低渗区域采收率增加幅度变大，阶段提高总体采收率约为8.15%。在不稳定注水的同时提高低渗区域注采压差可在增大低渗区域水驱油效率同时，提高注入水的波及效率，缓解高渗区域水窜情况，提高模型整体采收率，最终采收率约为30.73%。

图12 异步平衡产液量方式下井组瞬时产液量曲线Fig. 12 Instantaneous liquid production rate of the well group in the mode with asynchronously balanced liquid production rate

图13 异步平衡产液量时各井采收率Fig. 13 Recovery factor of each well in the mode with asynchronously balanced liquid production rate

2.3 不稳定注水方式下的采出程度分析

3种注采方式井组总体采收率如表5所示。

表5 3种注采方式采收率对比Table 5 Comparison of recovery factor between three injection/production modes

0.367 mL/min水驱阶段，脉冲注水时，受渗流阻力影响，在相同注采压差下，注入水对低渗区域的波及效率低，因而采收率较低，同时由于水驱前缘较快到达高渗区域生产井P-1井，进一步降低注入水对低渗区域的波及效率，模型整体采收率较差为22.55%；同步平衡产液量注采方式下，由于大幅度提高低渗区域的注采压差，注入水对低渗区域波及效率得到改善，低渗区域采收率有所提高，同时延缓了注入水向高渗区域的推进速度，高渗区域波及效率也有所改善，采收率较高为25.47%，P-2井波及效率的增加对P-3井波及效率有所影响，P-3井采收率较低；异步平衡产液量注采方式下，由于阶段注采方式类似于脉冲注水，注入水沿高渗井突破，低渗区域波及效率低，采收率低，模型整体采收率较差为22.58%。阶段采收率差异表明，同步平衡产液量注采方式通过调整各井注采压差，有效延缓注入水沿高渗区域突破，改善整体波及效率，提高平面非均质模型整体采收率。

0.244 mL/min水驱阶段，低渗井P-2井采收率增加幅度较大，降低注水速度引起的不稳定压力差及低渗区域弹性力释放带来低渗区域驱油效率的增加，同时缓解高渗区域的水窜情况，整体采收率增加为6.32%；同步平衡产液量注采方式，调整各井注采压差后，不稳定注水时产生的不稳定压差及低渗区域弹性力释放不明显，仅在降低注水速率后改善低渗区域水驱波及效率，而高渗区域由于注入水突破，模型整体采收率提升较低为6.19%；异步平衡产液量注采方式，低渗区域采收率增加程度远大于高渗区域，表明降低注水速度并提高低渗区域注采压差后，产生油水交渗作用及弹性力驱动作用更强，低渗部位驱油效率增加同时，波及效率也得到改善，低渗区域剩余油被进一步挖潜，特别是在高渗区域过早水窜后低渗区域波及效率明显降低时，这种注采方式可强化对低渗区域的水驱采油，从而改善见水后模型整体开发效果，采收率增加值为8.15%。

3种注采方式下模型最终采收率分别为28.87%、31.66%和30.73%。单一不稳定注水利用注水量变化产生不稳定压力差，形成高低渗区域油水交渗及低渗区域弹性力释放提高低渗区域驱油效率，提高低渗区域原油动用程度，改善平面非均质油藏水驱开发效果；相比单一不稳定注水，其他两种注采方式均在不稳定注水基础上进行了优化，并明显提高水驱采收率，但两者适用情况有别，同步平衡产液量注采方式适用于水流优势通道形成前的平面非均质油藏注水开发，旨在提高整体波及效率的同时，利用不稳定注水进一步改善低渗区域开发效果；异步平衡产液量注采方式在高渗区域见水后，通过不稳定注水及提高低渗区域注采压差方式，强化对低渗区域的开发，对于注水开发后期的平面非均质油藏，可利用该注采方式动用开发效果较差的低渗区域，改善水驱开发效果。

3 结论

(1)不稳定注水可明显提高低渗区域采收率，改善平面非均质低渗油藏水驱开发效果。

(2)同步平衡产液量注采方式通过调整注采压差，改善平面非均质低渗油藏水驱波及效率，同时利用不稳定注水产生的驱油机理动用低渗区域剩余油，开发效果优于单一不稳定注水。

(3)异步平衡产液量注采方式，在平面非均质低渗油藏水驱优势通道形成后，实施不稳定注水并调整各井注采压差，大幅度提高低渗区域采收率，从而改善见水后井组水驱开发效果。

(4)平面非均质低渗油藏水驱开发早期可利用同步平衡产液量注采方式，油藏整体水驱波及效率较高，对于处于水驱开发后期高含水阶段平面非均质低渗油藏，可采用异步平衡产液量注采方式，进一步挖潜低渗区域剩余油，改善水驱开发效果。