張 博

(中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300459)

周期注水在陸地油田主要用于改善多層砂巖油藏層間矛盾、驅(qū)替縱向低滲透層的剩余油，在海上油田由于受制于平臺壽命和操作成本等影響而鮮有應(yīng)用。該方法能夠以周期性改變注入量的方式提高注入水波及系數(shù)，已在大慶、吉林、河南等陸地油田的低滲透、雙重孔隙介質(zhì)儲層廣泛應(yīng)用[1-4]。

渤海N油田為典型海上河流相中輕質(zhì)油田，部分砂體底水相對較為發(fā)育，具有平面非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)。隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，砂體內(nèi)水平井見水后含水率上升快，且主要為地層水，嚴(yán)重影響了水驅(qū)開發(fā)效果。同時(shí)，該油田注采井網(wǎng)受砂體展布限制，多為單向受益井組，內(nèi)部可調(diào)空間小，需通過應(yīng)用周期注水技術(shù)來改善平面水驅(qū)程度，提高波及效率[5]。

本次研究以N油田含夾層儲層為例，采用數(shù)值模擬技術(shù)及正交優(yōu)化方法，開展強(qiáng)弱交替周期注水研究，探索出適用于該類儲層的周期注水新方法。

1 研究區(qū)概況

常規(guī)周期注水以其彈性力的宏觀、微觀作用及毛管力作用為主要增油機(jī)理，作用于以排狀密井網(wǎng)為主的低滲透、雙重孔隙介質(zhì)儲層[6]。而N油田為渤海典型的明化鎮(zhèn)組中輕質(zhì)油藏，儲層主要以淺水三角洲水下分流河道沉積為主，主力開發(fā)砂體多為正韻律儲層，隔夾層主要發(fā)育于儲層中上部。設(shè)計(jì)的2口水平注水井C18H、C19H位于物性較差的隔層上部，隔層下部為具有較強(qiáng)能量的底水，水平采油井C07H、C17H位于隔層末端。隔層上部注入水能夠沿隔層方向流至水平采油井，隔層下部地層水也能沿隔層方向推進(jìn)至采油井井底。

對該井組開展周期注水試驗(yàn)，由開采曲線可知：井組自投產(chǎn)初期就開始注水，采油井含水率逐漸上升(見圖1)。自2014年11月起，提高2口水平注水井的注入量，2口水平采油井產(chǎn)液量穩(wěn)定，產(chǎn)油量上升，含水率下降，但該井組含水率在降低一段時(shí)間后逐漸回升。結(jié)合水分析化驗(yàn)結(jié)果可知油井所見水為注入水。此時(shí)，注入水已形成水躥。

2 強(qiáng)弱周期注水增油機(jī)理

結(jié)合研究區(qū)儲層特征及試采現(xiàn)狀，在數(shù)值模擬軟件中建立該砂體的機(jī)理模型(見圖2)。

針對該砂體注水開發(fā)現(xiàn)狀，設(shè)計(jì)3組注水方案。

方案A：常規(guī)注水，注采比1.0；

方案B：周期注水，注入階段注采比1.3，停注階段注采比0，交替周期6個(gè)月；

圖1 水平注采井組開采曲線

方案C：周期注水，增注階段注采比1.3，弱注階段注采比0.5，交替周期6個(gè)月。

圖2 研究區(qū)水平注采井組數(shù)值模擬理論模型圖

自油藏初始狀態(tài)開始，模擬生產(chǎn)3 a，對比不同方案的模擬結(jié)果，可知方案C日增油效果最佳，方案B次之，方案A效果最差(見圖3)。

方案A中，隔層下部儲量動用程度較高，上部較低(見圖4)。這是由于隔層下部底水能量較上部注入能量強(qiáng)，底水推進(jìn)對于注入水起到了一定的抑制作用。隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，油井見大量地層水。同時(shí)，砂體受正韻律特征影響，隔層上部常規(guī)注水驅(qū)油效果不佳。

方案B中，隔層上部儲量動用程度較方案A有所提高(見圖5)。這是由于提高注入量能夠改善隔層上部物性較差區(qū)域的水驅(qū)動用程度，同時(shí)平衡隔層下部底水能量。進(jìn)入停注階段后，隔層上部注入水對底水的抑制作用減弱，油井含水率迅速升高，出現(xiàn)與方案A相似的生產(chǎn)特征?？梢?，常規(guī)周期注水在注入階段可適當(dāng)抑制底水能量、提高隔層上部平面驅(qū)替效率，但停注時(shí)隔層下部易形成底水錐進(jìn)。

圖3 不同方案日產(chǎn)油量與含水率曲線圖

圖4 方案A剩余油分布剖面圖

方案C日增油效果最佳，是由于在強(qiáng)注周期增加注水量能夠提高隔層上部儲量動用程度，且持續(xù)抑制隔層下部底水推進(jìn)對采油井的影響；當(dāng)進(jìn)入弱注周期時(shí)，隔層上部低滲區(qū)壓力高于高滲區(qū)壓力，低滲區(qū)內(nèi)的剩余油在壓差驅(qū)動下，流至高滲通道內(nèi)，此時(shí)油水兩相處于自由吸滲狀態(tài)，毛管力驅(qū)替小孔隙中的原油，改善了水驅(qū)開發(fā)效果[7]。另一方面，高低滲透層間的含水飽和度差、滲透率差和潤濕性引起的表面張力差必然會引起自吸滲現(xiàn)象。低滲部位的剩余油從低含水飽和度區(qū)流向高含水飽和度區(qū)，而水則從高含水飽和度區(qū)流向低含水飽和度區(qū)，同樣有利于隔層上部整體儲量動用程度的提高[8]。同時(shí)，在強(qiáng)注階段被注入水抑制的底水也得到了釋放，隔層下部驅(qū)油效率得到提高。此時(shí)，提高注水量，進(jìn)入第2個(gè)強(qiáng)注周期。采取如此周期性強(qiáng)注弱注反復(fù)進(jìn)行的注入方式，相比方案A、B有明顯的增油降水效果(見圖6)。

圖5 方案B剩余油分布剖面圖

圖6 方案C剩余油分布剖面圖

因此以方案C為代表的周期性“提高 — 降低注采比”的注入方式，通過擾動、協(xié)調(diào)2種能量，既提高正韻律儲層隔層上部儲量的動用程度，又充分利用隔層下部底水進(jìn)行驅(qū)油，即同時(shí)提高注入水的波及系數(shù)和底水的利用程度。該方法適用于含隔層的河流相非均質(zhì)儲層。

然而，在方案C的周期注水強(qiáng)注階段末期，注入水容易沿高滲通道水躥至油井，使日產(chǎn)油量下降，含水率上升；在弱注階段末期，隔層下部底水過度推進(jìn)時(shí)，油井見大量地層水，含水率由下降逐漸轉(zhuǎn)為上升。該類問題有待通過注水參數(shù)的優(yōu)化進(jìn)行改善。

3 強(qiáng)弱周期注水參數(shù)優(yōu)化

在生產(chǎn)動態(tài)歷史擬合的基礎(chǔ)上，根據(jù)該類砂體動靜態(tài)特征，結(jié)合正交優(yōu)化設(shè)計(jì)，引入“平衡、利用人工及天然能量周期注采”新方法。

在常規(guī)優(yōu)化方法中，通常以“注采比，注、停周期”的順序進(jìn)行優(yōu)化。此類方法僅適用于試驗(yàn)井網(wǎng)較密油田，只考慮平面注采問題，未考慮注、停交替和天然能量的利用[9-10]。

在本次研究中，引入強(qiáng)注注采比、弱注注采比及強(qiáng)弱交替周期綜合優(yōu)化的方法，即根據(jù)油田現(xiàn)場生產(chǎn)實(shí)際情況，設(shè)置各類參數(shù)(因素)的優(yōu)化范圍(水平)，以正交優(yōu)化方法為手段，設(shè)計(jì)正交優(yōu)化方案L16(42×21)，共計(jì)16套強(qiáng)弱交替周期注水方案(見表1)。

表1 正交優(yōu)化設(shè)計(jì)參數(shù)表

該優(yōu)化方法適用性及特點(diǎn)有：(1) 適用于井網(wǎng)稀、井控儲量大的油田，能夠綜合考慮平面與縱向儲層特征；(2) 人工、天然能量受強(qiáng)弱交替而達(dá)到平衡，均成為驅(qū)替正能量；(3) 能有效防止過度注入形成的水淹；(4) 正交優(yōu)化方案精簡，能提高研究效率。

通過數(shù)值模擬計(jì)算得到16套方案生產(chǎn)1 a后的開發(fā)指標(biāo)，與常規(guī)注水方案(方案A)的增油效果進(jìn)行對比(見圖7)。其中，方案14以增油量最多，為1.15×104m3，成為推薦方案。

4 礦場應(yīng)用效果分析

將“強(qiáng)注注采比1.3，弱注注采比0.8，交替周期3個(gè)月”的周期注水推薦方案應(yīng)用于N油田A砂體，生產(chǎn)曲線如圖8所示。

圖7 正交優(yōu)化方案累計(jì)增產(chǎn)油量及提高采收率結(jié)果圖

強(qiáng)注初期水平井日產(chǎn)油量逐漸增加，當(dāng)生產(chǎn)一段時(shí)間后，日產(chǎn)油量又開始呈降低趨勢。這是由于增注階段注入水已經(jīng)沿高滲通道形成水躥，降低了產(chǎn)油量。當(dāng)注采井組進(jìn)入弱注階段初期，日產(chǎn)油量依舊呈降低趨勢，但降幅趨于平緩。弱注一段時(shí)間后，日產(chǎn)油量有所恢復(fù)，因?yàn)樵撾A段底水的主要作用為“抑制隔層上部注入水形成的水竄”。其后注采井組再次進(jìn)入“強(qiáng)注階段 — 弱注階段”的周期循環(huán)。

從2016年6月起，對C18H、C19H井進(jìn)行強(qiáng)弱交替周期注水。截至2017年2月，該井組降水增油效果明顯。井組平均日增油51 m3，含水率下降9%，有效期超過7個(gè)月，累計(jì)增油0.39×104m3(見圖7、表2)。

生產(chǎn)數(shù)據(jù)顯示：對于隔層下部含強(qiáng)能量底水且在隔層上部進(jìn)行注水開發(fā)的水平井注采井組，強(qiáng)弱交替周期注水具有較明顯的降水增油效果。

表2 周期注水增油效果表

5 結(jié) 語

(1) 結(jié)合理論研究與數(shù)值模擬方法，對強(qiáng)弱交替周期注水在河流相含隔層儲層增油降水的主要機(jī)理開展研究。研究表明，該方法在強(qiáng)注階段通過增加注水量，提高隔層上部水驅(qū)波及效率，并抑制隔層下部底水推進(jìn)；在弱注階段，利用隔層上部毛管力及隔層下部底水能量的釋放，達(dá)到提高儲層最終采收率的目的。強(qiáng)弱交替周期注水能夠擾動、協(xié)調(diào)注水能量與天然能量，為該類儲層增油降水提供新的理論依據(jù)與技術(shù)支持。

(2) 根據(jù)渤海N油田A砂體動靜態(tài)特征，結(jié)合正交優(yōu)化設(shè)計(jì)方法，引入強(qiáng)弱交替周期注水優(yōu)化新方法，優(yōu)化出適用于該砂體的強(qiáng)弱交替周期注水方案為：強(qiáng)注注采比1.3，弱注注采比1.0，交替周期為3個(gè)月。

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