分层注水压力控制驱油效果实验研究*

孙 敏

（延长油田股份有限公司 南泥湾采油厂，陕西 延安 716000）

分层注水技术能够实现有效把控地层压力，同时长期保证注水井的高产液量[1-3]。随着开发进入中后期，地层非均质性日趋严重，井间干扰愈发激烈，地层能量得不到有效补充，驱油效果无法达到预期效果[4,5]。目前，分层定量注水是国内大多数油田常用弥补地层压力的措施，该工艺可在一定程度上解决注水作业中的一系列不利因素[6,7]，但由于受相关工艺技术条件的限制，无法实现真正的分层定量，其根本原因在于无法长期有效保证合理的注水压力[8,9]。

国内外诸多学者针对此类问题进行了一系列相关的研究，贾德利等[10]在动态生产指标的基础上，利用数据同化算法，研发出精细分层注水开发模式，结合智能机器学习，优选出最优注水方案，通过数值模拟进行预测，相比优化前产量提升了8.2%。马奎前等[11]针对注入水沿高渗层突进问题进行了研究，采用迭代公式对各层配注量进行重新调配，应用于大港油田GD油田现场后，日均产油增大22m3·d-1，含水率降低3.8%，效果显著。赵国忠等[12]考虑非线性渗流模型，提出了基于雅可比矩阵公式的新型油藏模拟技术，将其应用于大庆油田现场，结果显示，该工艺可缓解高含水油井水驱程度低的问题，一定程度上规避无效的注采循环。李汉周等[13]针对连续薄夹层油藏注水合格率低的问题，研制了双导向封隔配水器，应用集流式流量计实时监控井下各层的配水量并及时调控，可有效解决井下分注调测控制的难题。王晓宏等[14]建立了分层注水优化数学模型，采用极限水线距离表征分层注水的波及范围，研究发现，极限水线距离与地层渗透率和有效厚度密切相关，层间渗透率差异和厚度大的储层，分层注水提产效果较好。赵金梁等[15]将大斜度多层细分注水技术应用于多层砂岩油藏，综合压裂增注工艺举措，实施精细注水管理，现场应用结果显示，油井产能递减大幅度下降，注水合格率显著增大。以上学者虽然对如何确定合理的分层注水压力进行多维度的探究，验证注水开发过程中存在最优注水压力，同时确定了合理注水压力的大致范围。但大多停留在物理模型、数值模拟及经验公式等层面上，没有相关的室内实验和现场应用进行佐证。本文开展了分层注水压力控制驱油效果实验，结合现场应用效果，综合分析了分层注水压力控制的技术优势，指出分层控制压力注水方式不仅能够有效改善水驱开发效果，提升单井产量，同时可实现提高注水利用率及提高储层纵向动用程度的目的。

1 实验部分

为了模拟实际分层定压注水驱油过程，开展了笼统注水、控压注水以及控压-提压注水三管并联岩芯驱油试验，得出相应的试验结果，通过对比分析对3种方案的驱油效果进行了评价。

1.1 样品、试剂及设备

本文选取渗透率为50、100和300mD左右的人造方岩芯9块（40×5.0×5.0cm），50℃条件下黏度为6.7mPa·s的模拟实验油（自制），矿化度为6778mg·L-1的模拟地层水（自制）。

ZMY-1型致密岩心渗流特性测定仪（江苏天瑞仪器股份有限公司）；ISCO型调压泵（天津世华机电设备有限公司）；HFA型气体加压装置（济南赛思特冲压设备有限公司）；SJ17-SGD型抽真空装置（北京中西华大科技有限公司）；SH-38型手摇泵（沧州华博通用机械有限公司）；CMS-300型覆压孔渗仪（北京市比莱石油仪器有限公司）。温度控制在50℃，井口压力参数为0.15、0.18、0.20MPa。

表1为方岩心基本物性参数。

1.2 实验方案

具体的实验方案设计见表2。

表2 3种实验方案简介Tab.2 Brief introduction of three experimental schemes

2 结果与讨论

整合大量的实验数据，将3种实验方案记录结果绘制成图，参见图1～3。

图1 不同渗透率条件下笼统注水结果Fig.1 General water injection results under different permeability conditions

2.1 笼统注水

由图1可以看出，相同注入压力条件下，岩芯渗透率与采收率成正相关，渗透率越高的岩芯见水越早，曲线斜率相应越大。反之，渗透率较低时，驱油效果越差，对应曲线的坡度越缓，最高采收率可达54.21%，平均采收率为49.75%。

2.2 控压注水

由图2可知，其曲线变化趋势和图1基本一致，高渗透率岩芯对应的采收率最高为57.71%，明显大于中低渗透率岩芯，平均渗透率为51.92%，比同等实验条件下的笼统注水平均采收率高2.17%。

图2 不同渗透率条件下控压注水结果Fig.2 Results of controlled pressure water injection under different permeability conditions

2.3 控压-提压注水

由图3可知，此实验条件下最高采收率可达59.66%，明显大于笼统注水的54.21%和控压注水的57.71%，同时，平均采收率比控压注水的平均采收率高出4.23%。对比以上实验结果发现，同一实验环境下，控压-提压注水方式增产效果最好。

图3 不同渗透率条件下控压-提压注水结果Fig.3 Controlled pressure-lifted water injection results under different permeability conditions

实验结果统计见表3。

表3 3种方案对应的采收率结果Tab.3 Recovery factor statistics corresponding to the three schemes

3 现场应用

选取了某油田临近的两口采油井X-1和X-2，综合分析其动态生产资料，并跟踪评价了分层注水压力控制技术的现场开发效果。

图4为X-1井生产动态变化曲线。

由图4可知，采用分层注水压力控制措施后，X-1试验井产油量稳步提升（由1.29t·d-1上升至1.62t·d-1），含水率逐渐降低（由96.1%下降至94.5%）。表明利用该技术进行分层控制压力注水起到了良好的开发效果，在提高采油单井产量的同时实现了改善水驱开发效果的目的。

图4 X-1井生产动态变化曲线Fig.4 Production dynamic change curve of Well X-1

图5为X-2井生产动态变化曲线。

图5 X-2井生产动态变化曲线Fig.5 Production dynamic change curve of Well X-2

由图5可以看出，采用分层控制压力注水措施后，X-2井产油量稳步提升（由1.58t·d-1上升至1.82t·d-1），含水量逐渐降低（由93.2%下降至92.1%）。表明利用分层注水压力智能控制进行分层控制压力注水设计起到了良好的开发效果。

4 结论

（1）通过室内分层注水压力控制实验，并对结果进行对比得出：对于注水开发后期的多层系油藏，采用控压-提压的注水方式，采出程度最高，注水效果最好。

（2）综合现场的试验结果可知，采用分层控制压力注水措施后，油井产量上升且含水下降，开发效果得到了有效改善。

（3）分层压力控制注水方式能够在地质配注的基础上，更大程度缓解层间矛盾及调整吸水剖面，最终实现提高注水利用率及提高储层纵向动用程度。