林 飛，歐陽(yáng)傳湘，李春穎，胡 兵，盛 萍

（1. 長(zhǎng)江大學(xué)， 湖北 武漢 430100； 2. 新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834008）

低滲透油藏注水開發(fā)調(diào)整方案數(shù)值模擬研究

林 飛1，歐陽(yáng)傳湘1，李春穎1，胡 兵1，盛 萍2

（1. 長(zhǎng)江大學(xué)， 湖北 武漢 430100； 2. 新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834008）

吉林油田某低滲透區(qū)塊平面非均質(zhì)性嚴(yán)重，到開發(fā)中后期時(shí)，剩余油呈高度分散的狀態(tài)，常規(guī)注水效果較差。應(yīng)用油藏?cái)?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(duì)影響后期注水開發(fā)效果的因素進(jìn)行了詳細(xì)的分析，得出：異步注采的注水方式效果較好，且應(yīng)盡早實(shí)施，不對(duì)稱式短注長(zhǎng)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(duì)低滲透油藏后期注水開發(fā)調(diào)整具有指導(dǎo)意義。

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

我國(guó)大部分低滲透砂巖油藏經(jīng)過(guò)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(guó)內(nèi)外共同關(guān)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(diǎn)，因此受到了國(guó)內(nèi)外越來(lái)越多的重視。研究區(qū)塊位于吉林油田，平面非均質(zhì)性嚴(yán)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(dá)91.2%，且大部分井已經(jīng)進(jìn)入到高含水期，水驅(qū)效果很差。應(yīng)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(duì)影響周期注水效果的因素進(jìn)行詳細(xì)的分析，并從中優(yōu)選出最佳的注水方式、轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)、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(shí)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(guò)程的交替進(jìn)行，進(jìn)而導(dǎo)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(guò)程中不能忽視毛管滯后現(xiàn)象對(duì)采收率的影響。

以研究區(qū)塊為基礎(chǔ)，將Petrel軟件建立的地質(zhì)模型導(dǎo)入到 Eclipse軟件中，建立網(wǎng)格系統(tǒng)，X、Y方向的網(wǎng)格步長(zhǎng)為25 m，Z方向采用實(shí)際的地質(zhì)分層，劃分為18個(gè)網(wǎng)格，模型中輸入的儲(chǔ)層參數(shù)如表1所示。然后經(jīng)過(guò)歷史擬合、動(dòng)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(shí)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(duì)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(shè)計(jì)

利用油藏?cái)?shù)值模擬手段，共設(shè)計(jì) 14種方案，分別對(duì)不同的注水方式、轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)、注水周期、注水量對(duì)后期注水開發(fā)效果的影響進(jìn)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(shè)計(jì)的方案及結(jié)果如表2 所示。

表1 模型輸入?yún)?shù)表Table 1 Model input parameters

表2 不同注采開發(fā)方案及采出程度表Table2 Different injection and production development scheme and oil recovery

由于研究區(qū)塊的布井方式為反九點(diǎn)法，根據(jù)產(chǎn)量劈分的原則[4]，一個(gè)反九點(diǎn)井組中，角井的產(chǎn)量應(yīng)為邊井的一半。因此，方案對(duì)比的注采技術(shù)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(shè)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(lái)，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(chǎng)，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(shí)關(guān)停油井，采油時(shí)關(guān)停水井，充分利用注水與生產(chǎn)過(guò)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(kuò)大注入水的波及體積，提高驅(qū)油效率。

對(duì)比方案0～10，結(jié)果如圖1所示：注水與采油交替進(jìn)行的異步注采整體效果均優(yōu)于周期注水，而常規(guī)注水效果最差。優(yōu)選最佳的后期注水方式為異步注采，并在此基礎(chǔ)上對(duì)異步注采最優(yōu)的轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)、注水周期以及注水量進(jìn)行研究。

圖1 注水方式優(yōu)化方案及結(jié)果Fig.1 Scheme and result of water injection method optimization

2.3 轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)優(yōu)化

對(duì)比方案0、8、11、12、13，結(jié)果如圖2所示，在常規(guī)注水開發(fā)的任何階段開展異步注采均能起到提高采出程度的效果，但轉(zhuǎn)注時(shí)間越早效果越顯著。因?yàn)楫惒阶⒉蓪?shí)施時(shí)間越長(zhǎng)，高滲條帶與低滲條帶之間的壓差越大，液體之間的互相滲流也越充分[7]。

圖2 轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)優(yōu)化方案及結(jié)果Fig.2 Scheme and result of conversion opportunity optimization

2.4 注水周期優(yōu)化

對(duì)比方案6～10，結(jié)果如圖3 所示：不對(duì)稱式短注長(zhǎng)采的工作制度效果較好，且升壓/降壓半周期比越小效果越好。若比值過(guò)大，即注水時(shí)間過(guò)長(zhǎng)，減少了停注期間高低滲條帶之間液體的交滲，油水不能充分置換，效果接近于常規(guī)注水；當(dāng)比值較小時(shí)，地層壓力下降幅度較大，會(huì)造成井底嚴(yán)重脫氣，導(dǎo)致產(chǎn)液、產(chǎn)油指數(shù)下降，降低泵效[8]。因此，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)的實(shí)際經(jīng)驗(yàn)以及數(shù)值模擬的結(jié)果，優(yōu)選出最佳的注水半周期為30 d，生產(chǎn)半周期為90 d，注水半周期內(nèi)日注水量為常規(guī)注水日注水量的4倍。

圖3 注水周期優(yōu)化方案及結(jié)果Fig.3 Scheme and result of water injection cycle optimization

2.5 注水量?jī)?yōu)化

異步注采實(shí)施過(guò)程中，短注長(zhǎng)采型的工作制度效果較好，即在注水半周期內(nèi)盡可能快的將水注入到地層中，迅速恢復(fù)地層壓力，但注水速度受地面注水系統(tǒng)能力以及地層破裂壓力的限制[9]。結(jié)合研究區(qū)塊的實(shí)際情況以及前文優(yōu)選出的最佳注水周期，推薦異步注采日注水量為常規(guī)注水日注水量的3～4倍。

3 結(jié) 論

（1）對(duì)低滲透油藏后期注水開發(fā)調(diào)整方式來(lái)說(shuō)，異步注采比常規(guī)注水、周期注水效果更明顯；

（2）在油田的開發(fā)過(guò)程中，應(yīng)盡早采用異步注采的注水方式，且不對(duì)稱式短注長(zhǎng)采的工作制度效果最佳，注水半周期內(nèi)日注水量為常規(guī)注水日注水量的3～4倍；

（3）異步注采投資小、見效快，對(duì)低滲透油藏的開發(fā)具有顯著的優(yōu)勢(shì)，本文的研究思路及方法，為低滲透油藏后期開發(fā)調(diào)整方案的實(shí)施提供了幫助。

［1］ 殷代印,翟云芳,張雁.裂縫性砂巖油藏周期注水?dāng)?shù)學(xué)模型及注水效果的影響因素[J].大慶石油學(xué)院學(xué)報(bào),2000(01):88-90+128.

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Numerical Simulation on Adjustment Scheme of Water Injection Development of Low Permeability Reservoir

LIN Fei1，OUYANG Chuan-xiang1，LI Chun-ying1，HU Bing1，SHENG Ping2
（1. Yangtze University, Hubei Wuhan 430100，China；2. Xinjiang Oilfield Branch Company, Xinjiang Karamay 834008，China）

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.

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

TE 357

A

1671-0460（2016）03-0549-03

2015-11-19

林飛（1990-），男，山東煙臺(tái)人，在讀研究生，主要從事油藏工程、油藏?cái)?shù)值模擬方面的研究。E-mail：324389610@qq.com。