林飛 歐陽傳湘 李春穎 等

摘 要：吉林油田某低滲透區(qū)塊平面非均質(zhì)性嚴重，到開發(fā)中后期時，剩余油呈高度分散的狀態(tài)，常規(guī)注水效果較差。應用油藏數(shù)值模擬軟件中的雙孔模型以及修正后的毛管壓力曲線，對影響后期注水開發(fā)效果的因素進行了詳細的分析，得出：異步注采的注水方式效果較好，且應盡早實施，不對稱式短注長采的工作制度效果最佳，異步注采的日注水量為常規(guī)注水日注水量的3～4倍。分析結(jié)果對低滲透油藏后期注水開發(fā)調(diào)整具有指導意義。

關 鍵 詞：低滲透油藏；周期注水；異步注采；數(shù)值模擬；參數(shù)優(yōu)化

中圖分類號：TE 357 文獻標識碼： A 文章編號： 1671-0460（2016）03-0549-03

Abstract： The plane heterogeneity is serious in the test area of low permeability reservoir in Jilin Oilfield. In the middle and later stage of low permeability reservoir development， the remaining oil in space is on a highly decentralized state. The effect of conventional water injection is poor. In this paper， dual-porosity numerical reservoir simulation software and corrected capillary pressure curve were used to analyze the factor of affecting water flooding development. The results show that， the best water injection mode is asynchronous injection production and implemented the sooner the better. Asymmetric reducing water injection time and increasing production time is the best solution. The daily water injection of asynchronous injection production is 3 to 4 times of conventional water injection， which has an instructive significance for the adjustment scheme of water injection development of low permeability reservoir.

Key words： Low permeability reservoir； Cycle water injection； Asynchronous injection production； Numerical simulation； Parameter optimization

我國大部分低滲透砂巖油藏經(jīng)過井網(wǎng)加密、壓裂、酸化、堵水等一系列增產(chǎn)措施后，剩余油已呈高度分散的狀態(tài)，常規(guī)注水開發(fā)效果較差。在目前資源匱乏的情況下，如何提高低滲透油藏的采收率成為了國內(nèi)外共同關注的話題。與其他增產(chǎn)措施相比，周期注水具有投資小、見效快的特點，因此受到了國內(nèi)外越來越多的重視。研究區(qū)塊位于吉林油田，平面非均質(zhì)性嚴重，屬于典型的低滲透砂巖油氣藏，截至到目前為止，平均含水率已高達91.2%，且大部分井已經(jīng)進入到高含水期，水驅(qū)效果很差。應用Eclipse軟件中的雙孔模型，開展以周期注水為主體的數(shù)值模擬研究，對影響周期注水效果的因素進行詳細的分析，并從中優(yōu)選出最佳的注水方式、轉(zhuǎn)注時機、注水周期以及注水量，為低滲透油藏后期注水開發(fā)調(diào)整方案的實施提供了依據(jù)。

1 模型的建立

周期注水能夠周期性的改變地層壓力，促使驅(qū)替與吸入過程的交替進行，進而導致毛管力的滯后現(xiàn)象，產(chǎn)生新的毛管壓力曲線[1，2]。因此，在研究過程中不能忽視毛管滯后現(xiàn)象對采收率的影響。

以研究區(qū)塊為基礎，將Petrel軟件建立的地質(zhì)模型導入到Eclipse軟件中，建立網(wǎng)格系統(tǒng)，X、Y方向的網(wǎng)格步長為25 m，Z方向采用實際的地質(zhì)分層，劃分為18個網(wǎng)格，模型中輸入的儲層參數(shù)如表1所示。然后經(jīng)過歷史擬合、動態(tài)數(shù)據(jù)處理、井史數(shù)據(jù)處理、斷層處理后得到與實際地質(zhì)情況相符的數(shù)值模擬模型。模型采用的是擬合后的PVT相態(tài)曲線、油氣與油水相對滲透率曲線以及修正后的毛管壓力曲線。

2 注水參數(shù)優(yōu)化

2.1 方案設計

利用油藏數(shù)值模擬手段，共設計14種方案，分別對不同的注水方式、轉(zhuǎn)注時機、注水周期、注水量對后期注水開發(fā)效果的影響進行了定量的分析[3]，并從中優(yōu)選出最適合研究區(qū)塊的注水方式。設計的方案及結(jié)果如表2 所示。

由于研究區(qū)塊的布井方式為反九點法，根據(jù)產(chǎn)量劈分的原則[4]，一個反九點井組中，角井的產(chǎn)量應為邊井的一半。因此，方案對比的注采技術界限為：方案0中，角井產(chǎn)量為10 m3/d，邊井產(chǎn)量為20 m3/d，中心井注水量為120 m3/d，其它方案均設定與方案0相同的累積產(chǎn)液量與累積注水量。以方案6為例，注水半周期內(nèi)，注水井注入量為240 m3/d，生產(chǎn)半周期內(nèi)，角井產(chǎn)量為20 m3/d，邊井產(chǎn)量為40 m3/d。如此一來，在同樣的累積注水量與采液量下，各方案開發(fā)效果的優(yōu)劣顯而易見。

2.2 注入方式優(yōu)化

周期注水即周期性的改變注水量，使得油層中形成不穩(wěn)定的壓力場，引起低滲條帶與高滲條帶或裂縫與基巖塊間液體的相互滲流，從而提高采收率[5]；異步注采即注水時關停油井，采油時關停水井，充分利用注水與生產(chǎn)過程中的驅(qū)替壓差以及毛管的滲析作用[6]，促使原油更多的流向裂縫系統(tǒng)，從而擴大注入水的波及體積，提高驅(qū)油效率。