姜振海

(大慶油田有限責任公司第三采油廠，黑龍江大慶 163113)

1 前言

砂巖油田經(jīng)過一段時間的開采進入特高含水期后，油層已多層高含水，剩余油在平面、縱向高度分散，多套井網(wǎng)開采下，各層系間的含水更加接近，常規(guī)的挖潛措施和注水井調整受工藝和經(jīng)濟效益的限制，進一步提高波及體積難度很大[1]。周期注采是一種不穩(wěn)定注采方式，通過周期性地改變注入采出量，也可以改變液流方向，擴大波及體積，提高采收率[2，3]。國內外大量的礦場試驗及室內試驗均表明，水動力學方法通過改變油水井工作制度，在油層中人為地建立不穩(wěn)定狀態(tài)可以強化采油，達到改善開發(fā)效果的目的[4]。

2 主要技術思路

在周期注水、周期采油研究的基礎上，提出了周期注采相結合技術，將周期注水與周期采油以優(yōu)選的方式組合在一起，雖然減緩了采油速度，但因液流方向的改變，擴大波及體積，可以延長開采時間和提高最終采收率。通過周期性地改變注入量，形成不穩(wěn)定的壓力場，促進毛管吸滲作用的發(fā)揮，使高低滲透部位之間產生油水交滲效應，加強低滲透部位剩余油動用;而油井周期性地采出可以更加有效地改變液流方向，擴大平面波及體積。兩者相結合，不僅強化了相應水動力學作用，而且可以針對剩余油富集井區(qū)及層位對應挖潛。分層段周期注、采避免了關井、停注，方便生產管理和運行。

3 試驗區(qū)概況

試驗區(qū)選擇在北三東區(qū)塊北3－4、5、6排、北2－1排的一次加密井，投產于1982年8月，開采面積3.54 km2，開采目的層為葡二和高臺子，地質儲量734.83×104t。采用線性注水井網(wǎng)，注采井距為250 m。共有油水井39口，其中有17口周期注水井、10口周期采油井、12口周圍平衡井。試驗前平均單井日注水90 m3，平均單井日產液79 t，日產油4.0 t，綜合含水94.91%。

4 機理研究取得的成果

為了解周期注采條件下儲層中注入水波及體積及各部位含水飽和度的變化，同時進行周期注采方案的優(yōu)選，開展了數(shù)值模擬研究工作，建立了1個單層概念模型和2個試驗區(qū)實際模型，分別對周期注水、周期采油、周期注采相結合的方式、間注周期、恢復注水比例進行優(yōu)化，研究油層厚度、滲透率、含水級別對周期注采效果的影響，并模擬對比了試驗區(qū)穩(wěn)定注采與周期注采的最終采出程度。模擬得出:

1)周期注采后飽和度分布出現(xiàn)明顯變化，采出井之間區(qū)域含水飽和度增加，說明周期注采擴大了波及體積，提高了驅油效率。模擬到2027年，采油井間含油飽和度出現(xiàn)明顯差異，常規(guī)開采下采油井間飽和度超過47.8%，采用異步交叉開采采油井間飽和度在45.15% ～47.8%之間(見圖1)，圖1下部的色標向右含油飽和度增加。

2)合理開展連續(xù)周期注水，在采出程度相同時，注水量明顯節(jié)約;在相同注水倍數(shù)下，采出程度有所提高。在注水倍數(shù)達到2.3時，開展周期注采可提高采收率0.3個百分點。在采出程度達到36.0個百分點時，開展周期注采可節(jié)約注水量4.44個百分點(見圖2)。

圖1 不同注水措施與采出程度圖Fig.1 Different measures of water-flooding and production distribution

圖2 不同注水措施與采出程度圖Fig.2 Different measures of water-flooding and production distribution

3)能夠提高采收率，采收率增量與厚度有關，有效厚度小于2.0 m時，隨著厚度增大，采收率增量也有所提高(見圖3)。

4)試驗區(qū)數(shù)值模擬結果顯示開展周期注采最終采出程度可提高2.6%，在不提高采收率的情況下，節(jié)約注水量18.85%左右(見表1、表2)。

5 周期注采試驗參數(shù)優(yōu)化及方案優(yōu)選

圖3 不同措施注水與采收率圖Fig.3 Different measures of water-floodingand production efficency distribution

試驗前對周期注采參數(shù)及方案進行了優(yōu)化研究。模擬時設計了5種周期注水方式和4種周期采油方式，以周期注水方式為主進行組合，組合成20套周期注采方式，分為5組進行模擬對比，優(yōu)選出周期注采最佳方式(見表3)。

表1 油水井穩(wěn)定注采預測結果Table 1 Oil wells injection-production prediction results of stability

表2 油水井分層段井間異步交叉周期注采預測結果Table 2 Oil wells layered cross cyclic injection-production prediction results

表3 周期注采模擬方案Table 3 Cyclic injection-production simulation scheme

綜合以上5組方案，模擬結果可以有20個組合方案，優(yōu)選出5個組合方案:方案1是水井同步關井和油井分段異步交叉組合，方案2是水井井間異步交叉和油井分段異步交叉組合，方案3是水井分段交替和油井分段異步交叉組合，方案4是水井高含水層周期注水和油井分段異步交叉組合，方案5是水井分段井間異步交叉和油井分段異步交叉組合。將優(yōu)選出的5個方案進行對比，最終確定方案2，油水井井間異步交叉周期注采方式為最優(yōu)方式，采出程度增量最大(見圖4)。

為優(yōu)化參數(shù)，根據(jù)以往現(xiàn)場實際情況設計了4個注采半周期和5種恢復注水比例(見表4)，將恢復注水比例和注采周期進行排列組合，產生20個不同的工作制度，再與前面優(yōu)選出的4個方案組合，共能產生80個不同工作制度下的方案。

圖4 周期注采方式與采出程度增量關系曲線Fig.4 Cyclic injection-production method andproduction increments relation curve

表4 注采周期和恢復注水比例方案Table 4 Injection production cycle and the recovery of water allocation plan

對不同方案進行動態(tài)預測，從80種方案中優(yōu)選出了最終采收率最大的前5個方案。即:方案1是注采周期為50 d，恢復注水比例為1.2，水井全井分層段井間異步交叉;油井全井分層段井間異步交叉;方案2是注采周期為60 d，恢復注水比例為1.2，水井全井分層段井間異步交叉，油井全井分層段井間異步交叉;方案3是注采周期為50 d，恢復注水比例為1.2，水井全井分層段交替，油井全井分層段井間異步交叉;方案4是注采周期為40 d，恢復注水比例為1.2，水井全井分層段井間異步交叉，油井全井分層段井間異步交叉;方案5是注采周期為50 d，恢復注水比例為1.2，水井高含水層同步周期注水，油井全井分層段井間異步交叉。

將上述5個方案進行模擬對比，最終優(yōu)選出采出程度最大的方案:即油水井分層段井間異步交叉方式、注采半周期50 d、恢復注水比例1.2倍的方案(見圖5)。

在劃分層段時，由于采油井需下入可調式堵水管柱生產，主要考慮打壓調整作業(yè)簡單，易于實現(xiàn)，同時兩個層段產能盡可能接近，使不同層段生產時機采參數(shù)不會變化太大。因此，油井分為葡二和高臺子兩段交替開采，周圍注水井對應層段交替停注。

圖5 周期注采方案優(yōu)化曲線Fig.5 Cyclic injection-production optimization curve

6 周期注采結合試驗效果

6.1 取得較好的控水效果

1)中心井產油量略有減少，但產水量及含水下降明顯。試驗期間中心井平均日產液393.8 t，日產油12.4 t，含水96.85%，與試驗前相比，日產液下降146.9 t，日產油下降3.4 t，含水下降0.23個百分點(見圖6)。

2)平衡井產油量穩(wěn)定，產液量及含水下降。試驗期間平衡井平均日產液546.7 t，日產油33.0 t，含水93.96%。與試驗前相比，日產液減少54.5 t，產油量保持穩(wěn)定，含水下降0.57個百分點。目前與試驗前相比日產液減少15 t，日產油多3.2 t，含水下降0.80個百分點(見圖7)。

3)試驗區(qū)產水量減少，控制了含水上升。整個試驗區(qū)周期注采前日產液1 141.9 t，日產油48.7 t，含水95.74%，試驗期間平均日產液940.5 t，日產油45.5 t，含水95.16%，與試驗前相比日產液減少201.4 t，日產油減少 3.2 t，日產水減少 198.2 m3，含水下降0.58個百分點。目前與試驗前相比日產液減少 228.3 t，日產油減少 2.5 t，日產水減少225.8 m3，含水下降0.80個百分點(見圖8)。

圖6 中心井注驗期間產量參數(shù)變化圖Fig.6 Change of output parameters during central well injection

圖7 平衡井注驗期間產量參數(shù)變化圖Fig.7 Change of output parameters during balanced well injection

圖8 注驗區(qū)注驗期間產量參數(shù)變化圖Fig.8 Change of output parameters during injection test

圖6、圖7、圖8中，起始段是試驗前的產量參數(shù)。

6.2 節(jié)約了注水量，減緩了產量遞減

截止到2008年10月底，累計少注水20.27×104m3，少產水7.40×104m3，試驗區(qū)年自然遞減幅度為8.30%，與水驅同層系相比減緩0.2個百分點。

6.3 動用狀況得到改善

1)周期注采有效的擴大注入水的波及體積。對中心井選擇同一個半周期內取樣化驗，采出液礦化度均有不同程度的升高。如北3－丁5－70井采出液礦化度分析，結果顯示采出液總礦化度由4 561ppm(1ppm=1×10－6)上升到4 644 ppm，說明增加了新的動用，注入水擴大了波及體積。

2)油層的吸水厚度增加，薄差油層動用狀況得到改善。對比相同注水層段同位素吸水剖面顯示(北2－1－096井同層段)，油層的吸水厚度增加，薄差油層動用狀況得到改善。

7 結語

1)水動力學方法能夠改善注水開發(fā)效果，控制含水上升，且方法簡便，能夠大規(guī)模使用。

2)周期注水方式的選擇要結合區(qū)塊的開發(fā)特點和調整目的，充分考慮地層壓力、綜合含水等各項因素。

3)特高含水期后，適當規(guī)模地實施周期注水，并將周期注水與周期采油結合起來，形成規(guī)?；瘧茫赡艹蔀楦纳茖訝钌皫r油田水驅開發(fā)效果的一種思路，但在目前實踐基礎上應進行技術上的完善和理論上的研究。

[1]中國石油天然氣總公司.改善高含水期油田注水開發(fā)效果實例[M].北京:石油工業(yè)出版社，1993.

[2]劉立支，肖華珍.周期注水油藏因素分析[J].勝利油田職工大學學報，2000(4):14－16.

[3]孟翠萍，韓新宇，汪慧娟.周期注水提高采收率研究及應用[J].內蒙古石油化工，2005(1):77 －78.

[4]張繼春.周期注水實驗及增油機理研究[J].石油學報，2003(2):76－80.