周福，王麗婭，王雙陽（1. 東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶，1618；2. 東北石油大學非常規(guī)油氣成藏與開發(fā)省部共建國家重點實驗室培育基地，黑龍江大慶，1618；. 中國石油塔里木油田分公司塔中油氣開發(fā)部，新疆庫爾勒，841000）

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M油田水平井區(qū)注水調整研究

周福1，2，王麗婭1，2，王雙陽3
（1. 東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶，163318；
2. 東北石油大學非常規(guī)油氣成藏與開發(fā)省部共建國家重點實驗室培育基地，黑龍江大慶，163318；
3. 中國石油塔里木油田分公司塔中油氣開發(fā)部，新疆庫爾勒，841000）

針對M油田注水波及面積小、驅替效率低、含水率高、油井采油量持續(xù)下降等問題，開展了水平井區(qū)注水調整研究。本文從注水量和注水周期兩方面對注水井進行調整，采用理論計算與動態(tài)調整相結合的方式，根據井區(qū)注采分析結果，綜合考慮地質、油水井動態(tài)參數(shù)、注采三角形（水平井射孔位置與水井形成的三角形）、剩余油豐度、水井與水平井相對位置等因素，以控制高滲、增加低滲注入量為原則，有針對性對水井進行調整，對低滲透油田水平井區(qū)、水井調整具有一定指導意義。

注水調整；注水周期；驅替效率；含水率；注采三角形

引言

M油田主力油層埋藏深度1244m，平均有效厚度7.2m，有效孔隙度17.7%，平均滲透率35×10-3μm2，滲透率變異系數(shù)0.6，屬中孔低滲透率油藏。自2007年開發(fā)以來，目前共有油井185口，水井129口，日注水782m3，日產液246.8t，日產油167.3t，累計產油39.65×104t，采出程度5.16%。目前油田1#、2#水平井區(qū)含水率均達90%以上，采出程度5.23%，分析發(fā)現(xiàn)油水井間存在低效循環(huán)，注水波及面積小，驅替效率低，含水率高，油井采油量持續(xù)下降。

本文從注水量和注水周期兩方面對1#、2#水平井區(qū)水井進行調整。采用多因素影響的平面劈分系數(shù)來確定各注水井的單井配注量及小層配注量，并根據油水井相對位置等等方面有針對性的調整水井配注量［1-6］；采用壓力波傳導到油井井底所需要的時間作為注水周期的理論值，結合注采三角形（水平井射孔位置與水井形成的三角形）、剩余油豐度、水井與水平井相對位置，確定水井注水方式及注水周期，具有一定創(chuàng)新性，對M油田水平井區(qū)注水井調整具有一定指導意義。

1　注水井配注量調整研究

1.1配注量調整原則

通過對目前油井綜合含水率、油水井間連通狀況、來水層位來水方向、目前地層壓力及配注量和剩余油分布規(guī)律分析，制定水井配注量調整方法如下：

（1）根據油井含水率調整來水方向上水井配注量。分析單井綜合含水情況，確定高含水油井，根據模糊理論、產液剖面分析、示蹤劑等方法確定高含水油井的主要來水方向，從而降低對應水井的配注量。對于與中低含水油井連通的水井，適當提高或維持現(xiàn)有的配注量；

（2）適當增加連通油井數(shù)多的水井的配注量；

（3）適當提高吸水較差的小層水井的配注量。在開發(fā)過程中，吸水較差的水井周圍油井儲層動用效果較差，一般剩余油豐度較高，因此在開發(fā)過程中應加強對該類小層的動用；

（4）適當降低強吸水層的水井配注量。對于吸水較好的層系，在開發(fā)過程中，周圍油井儲層動用效果較好，但是逐漸出現(xiàn)含水上升速度快的問題，因此在開發(fā)過程中應適當降低強吸水層的配注量；

（5）根據剩余油儲量豐度調整水井配注量。根據剩余油分布規(guī)律，將剩余儲量少的小層配注量適當減少，劈分給剩余儲量較多的小層，達到開采剩余油的目的；

（6）根據油水井相對位置調整水井配注量。水平井在開發(fā)過程中，由于水平段摩阻使得跟端產液量較大，趾端產液量較小，經過多年開發(fā)，跟端部位的剩余油豐度較低，趾端的剩余油豐度較高，因此可以降低跟端部位的水井配注量，增加趾端部位的水井配注量。

1.2理論配注量研究

（1）注采比計算方法

注水開發(fā)砂巖油田的注采關系可用1、2式表達：

式中：Wi為累積注水量，104m3；Np為累積產油量，104t；C、D、F 為經驗常數(shù)；IPR為注采比，無因次；WOR為水油比，無因次；Bo為地層油體積系數(shù)，無因次；ρo為地面原油密度，t/m3。利用水驅直線方程，經過運算整理得3式：

通過對區(qū)塊水驅實際動態(tài)數(shù)據擬合，確定G、H，再根據采出程度和含水率擬合曲線預測2015年含水率，最后利用上式計算得到合理注采比。

（2）理論配注量計算方法

根據求得的注采比、采油速度，預測該區(qū)塊的年注水量，并根據以下方法計算單井及層段配注量。

根據考慮多因素影響的平面劈分系數(shù)來確定各注水井的單井配注量，計算公式為：

式中：

Qiwi——為i注水井日配注量，m3；

βij——單層劈分系數(shù)，無因次；

m、n——分別為i注水井的總層數(shù)和注水井總井數(shù)；

Kij——為i注水井j層的層段滲透率，10-3μm2

Mij——為i注水井j層的措施改造系數(shù)，無因次；

αij——為i注水井j層的位置系數(shù)，無因次；

Nij——為i注水井j層的注采井數(shù)，無因次；

Hij——為i注水井j層的射開砂巖厚度，m。

在注水井單井配注量的基礎上，結合構建的注水井的垂向劈分系數(shù)計算得到注水井的各小層的配注量，計算公式為：

式中：

qiwij——為i注水井j層段月配注量，m3。

根據理論計算公式計算，結合調整原則，最終確定M區(qū)塊1#、2#水平井區(qū)水井配注量調整如表1。

表1　水平井區(qū)水井配注量表

2　注水周期研究

2.1注水周期調整原則

以剩余油富集部位為重點研究區(qū)域，結合注采三角形（水平井射孔位置與水井形成的三角形）、剩余油豐度、水井與水平井相對位置，確定水井注水方式及注水周期，原則如下：

（1）剩余油位于注采三角形中間，水井同步注水；

（2）剩余油位于注采三角形兩邊，水井異步注水；

（3）剩余油豐度較高，注水周期采用長注短停方案。此種情況下，剩余油多集中于大孔道內，需強化注水，但注水周期不宜過長，避免注入水突進；

（4）剩余油豐度較低，注水周期采用短注長停方案。此種情況下，剩余油多集中于小孔道內，需增加滲吸交換時間，提高滲吸產油量；

（5）水平井跟端附近水井，注水周期采用短注長停方案。因為水平井跟端產液量較大，經過多年開發(fā)跟端部位的剩余油豐度一般較低，故應以增加滲吸交換量為主，適當縮短注水時間，延長停注時間；

（6）水平井趾端附近水井，注水周期采用長注短停方案。因為水平井趾端產液量較小，經過多年開發(fā)趾端部位的剩余油豐度一般較高，故應以增加注水量為主，適當延長注水時間，縮短停注時間；

（7）針對存在平面干擾井組，則需先對高滲帶進行封堵或減少注入量，再按照上述原則調整水井注水周期。

2.2理論注水周期研究

周期注水的合理注水時間T由下式確定：

其物理意義是壓力波傳導到油井井底所需要的時間。

式中：

T——為注水工作半周期，s；

L——注采井距，m；

η——為未注水時地層平均導壓系數(shù)。

其中：

式中：

L——儲層巖石滲透率，10-3μm2；

Ct——綜合壓縮系數(shù)，Pa-1；

μ——為流體粘度，mPa·s。

為便于實際操作與調整，用區(qū)塊平均井距計算注水時間，平均井距為300m，滲透率取27×10-3μm2，流體粘度取6.54cp，綜合壓縮系數(shù)取6.8×10-4 MPa-1，計算得到的注水時間為：90天。

按照調整原則對各水井注水周期進行調整，最終確定各井注、停時間如表2所示。

表2　水井注水周期

水井調整前后水平井對比結果如表3。

表3　調整前后動態(tài)參數(shù)對比

由表可看出，調整后水平井含水率顯著下降，日產油量大幅度上升。分析其原因為水井工作制度有針對性的改變增大了剩余油的動用程度，控制了油水井間的低效循環(huán)。

3　結論

經過研究表明：

（1）確定各注水井的單井及各層配注量應綜合考慮地質、油水井動態(tài)等多因素影響，由此確定的注水量劈分系數(shù)更符合實際要求。注水量調整應著重考慮油水井相對位置、剩余油儲量豐度、各層吸水量、連通油井數(shù)、油井含水率等方面因素，采取控制高滲、增加低滲注水量的原則進行調整；

（2）采用壓力波傳導到油井井底所需要的時間作為周期注水的理論注水時間具有實際意義。調整注水周期時應考慮注采三角形（水平井射孔位置與水井形成的三角形）、剩余油豐度、水井與水平井相對位置等因素，以控制高滲、增加低滲注水時間為原則進行調整。

期待本文研究對我國相關油田工作有所幫助。

［1］黃博. 聚驅油藏后續(xù)水驅階段低效循環(huán)判定方法［J］. 油氣藏評價與開發(fā)，2015，05（03）:53-55.

［2］楊兵，李敬松，祁成祥，馮祥. 基于變權評判方法的底水油藏水平井堵水決策研究［J］. 油氣藏評價與開發(fā)，2013，03（04）:20-25.

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［4］劉義坤，夏麗華，文華，王鳳嬌，王永平，蔣云燕. 注聚井參數(shù)優(yōu)化及合理注采壓力梯度研究［J］. 當代化工，2015， 44（07）:1534-1537.

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周福（1988-），男，碩士研究生。研究方向：油氣田開發(fā)理論與技術。

E-mail: zf392632967@qq.com

王麗婭（1992-），女，碩士研究生。研究方向：油氣田開發(fā)理論與技術。

E-mail: 354201567@qq.com

Study on Water Injection Adjustment of Horizontal Well in M Oilfield

Fu Zhou1，2， Liya Wang1，2， Shuangyang Wang3
（1.Northeast Petroleum University， Key Laboratory of Education of China on Enhanced Oil and Gas Recovery，Daqing， Heilongjiang， 163318， China）
2.Northeast Petroleum University， Accumulation and Development of Unconventional Oil and Gas，State Key Laboratory Cultivation Base Jointly-constructed by Province and the Ministry of Science and Technology，Daqing， Heilongjiang， 163318， China；
3. China Petroleum and natural gas limited liability company， Tower of oil and Gas Development Department of Tarim Oilfield， Korla， Xinjiang， 841000， China）

Aiming at smallwater flooding area， lowdisplacement efficiency， high water content and continuous declining in oil well production， study on adjustment of water injection in horizontal well area has been carried out. In this paper， the water injection well is adjusted from two aspects: water injection quantity and injection period. Using combination of theoretical calculation and dynamic adjustment and according to the analysis results well injection production， considering the geology， dynamic parameters of oil and water wells， injection production triangle （horizontal well perforation position and well formed triangle）， residual oil abundance， wells and horizontal wells relative location factors， the water well is adjusted according to the principle of controlling the high permeability and increase the low permeability，which has certain guiding significance to the adjustment of horizontal well in low permeability oil field.

Water Injection Adjustment；Water Injection Cycle；Displacement Efficiency；Water Content；Injection Production Triangle

TE19

A

2095-8412 （2016） 03-545-05