陳 晨，喬 良，王文剛，賈彬紅，于向前

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第九采油廠(chǎng)，寧夏銀川 750006）

1 油田地質(zhì)及開(kāi)發(fā)概況

姬塬油田長(zhǎng)8油藏構(gòu)造位于陜北斜坡中段西部，主力含油層系長(zhǎng)812層，以三角洲前緣水下分流河道沉積為主，砂體走向近于北西～東南向，呈條帶狀展布；儲(chǔ)層為粉細(xì)～細(xì)粒巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，平均孔隙度8.6%，平均滲透率 0.38 mD，屬于超低滲透油藏，廣泛分布NE108°裂縫，其基質(zhì)流動(dòng)性差，油井必須通過(guò)壓裂改造，才能生產(chǎn)工業(yè)油流。這種特殊性決定了姬塬油田低滲透油藏與常規(guī)砂巖油藏注水開(kāi)發(fā)方式有明顯不同，其注水開(kāi)發(fā)機(jī)理與常規(guī)注水驅(qū)油機(jī)理有一定的區(qū)別。其次，超低滲透油藏非均質(zhì)性強(qiáng)，受地層裂縫及人工壓裂縫的影響，剩余油分布規(guī)律復(fù)雜，因此注采井網(wǎng)不能采用常規(guī)砂巖的規(guī)則井網(wǎng)，應(yīng)當(dāng)根據(jù)地層原始裂縫方向，合理利用，并保障后期加密改造的注采井網(wǎng)。2009年以來(lái)，通過(guò)姬塬油田G271區(qū)裂縫性油藏的注水開(kāi)發(fā)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐，受裂縫及非均質(zhì)性影響，隨著注水開(kāi)發(fā)的深入，部分早期受效明顯的注采井間已形成水竄通道，同時(shí)形成剩余油滯留區(qū)，導(dǎo)致油井高含水，主力油藏采出程度5.5%時(shí)，含水已達(dá)到41%，部分區(qū)域在低采出階段進(jìn)入中高含水期，驅(qū)油效率較低，繼續(xù)采用溫和注水的方式，已無(wú)法改善該類(lèi)井組的開(kāi)發(fā)效果。為此，本文采用數(shù)值模擬方法研究了周期注水方式，利用壓力場(chǎng)的不穩(wěn)定變化，提高波及體積，改善水驅(qū)效果，并開(kāi)展了周期注水現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，增油效果較好，進(jìn)一步豐富了超低滲透油藏注水提高采收率技術(shù)[1-4]。

2 模型建立及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)歷史擬合

姬塬油田長(zhǎng)8區(qū)域，儲(chǔ)集體發(fā)育主要受物源和沉積體系展布控制，主要為曲流河三角洲沉積，存在不同的砂體疊置關(guān)系，導(dǎo)致非均質(zhì)性強(qiáng)，以姬塬油田G271單元為例，進(jìn)行了單砂體的劃分，根據(jù)成像測(cè)井顯示，天然裂縫具有多向性，油層段上部主要裂縫方向?yàn)楸睎|108°，與油藏注采反應(yīng)見(jiàn)水方向較一致，進(jìn)行網(wǎng)格方向設(shè)計(jì)，應(yīng)用變差函數(shù)分析確定巖相數(shù)據(jù)變差函數(shù)的主要次要變程；采用砂地比控制序貫指示的方法建立了巖相模型，屬性建模過(guò)程中以變差函數(shù)分析為基礎(chǔ)，以巖相為控制條件建立孔隙度模型；滲透率與孔隙度具有一定相關(guān)性，以孔隙度作為第二變量約束建立滲透率模型。

在建立典型超低滲透單元地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，分別對(duì)試驗(yàn)區(qū)單元的日產(chǎn)油量、日產(chǎn)水量、含水率、地層平均壓力及井底流壓等進(jìn)行了擬合（見(jiàn)圖1、圖2）。試驗(yàn)區(qū)的各項(xiàng)指標(biāo)擬合程度良好，滿(mǎn)足本次數(shù)值模擬預(yù)測(cè)的工程誤差范圍要求。

3 周期注水方式優(yōu)選

圖1 試驗(yàn)區(qū)含水率擬合圖

圖2 試驗(yàn)區(qū)日產(chǎn)油量擬合圖

為了研究周期注水方式對(duì)開(kāi)發(fā)效果的影響，本文在精細(xì)油藏描述的基礎(chǔ)上，對(duì)G271單元進(jìn)行周期注水效果數(shù)值模擬，主要對(duì)周期注水方式（主要對(duì)對(duì)稱(chēng)型—同步周期注水、不對(duì)稱(chēng)型—交替注水、異步周期）進(jìn)行優(yōu)選。

表1 不同注水方式下采收率變化表

通過(guò)數(shù)值模擬預(yù)測(cè)，在不對(duì)稱(chēng)型，異步周期注水方式開(kāi)發(fā)情況下，地層能量保持狀況良好，預(yù)測(cè)最終采收率可提高1.0%；而對(duì)稱(chēng)型-同步周期注水方式下，受限于地層破裂壓力，停注期損失的水量在注水期得不到充分補(bǔ)充，地層能量下降，油井產(chǎn)量下降，預(yù)測(cè)最終采收率低于常規(guī)注水（見(jiàn)表1）。所以，在保證地層能量和注采平衡的前提下，采用周期注水工作制度，可以提高超低滲透油藏采收率（見(jiàn)圖3）。

4 周期注水參數(shù)優(yōu)化

（1）周期注水量變化幅度優(yōu)化周期注水過(guò)程中，注水量變化幅度越大，造成的裂縫與基質(zhì)間的壓力波動(dòng)越大，有利于發(fā)揮毛細(xì)管力的滲吸作用，受地層破裂壓力的限制，隨著注水量變化幅度的增大，增油量幅度逐漸變小，所以周期注水存在最優(yōu)的注水量變化幅度E，見(jiàn)式（1）。

式中：E-注水量變化幅度百分比，%；I增注-增注期日注水量，m3；I減注-減注期日注水量，m3。

參照前期所采用的注水量，設(shè)計(jì)G271區(qū)周期注水量變化幅度分別為120%、100%、80%、60%、40%5個(gè)方案進(jìn)行注水量變化幅度優(yōu)化。對(duì)比不同方案的生產(chǎn)指標(biāo)，發(fā)現(xiàn)最佳的周期注水量變化幅度為100%，表現(xiàn)在累積產(chǎn)油量最大（見(jiàn)表2、圖4）。

圖3 注水方式優(yōu)選

圖4 周期注水量變化幅度優(yōu)化

圖5 注水周期優(yōu)化

（2）注水周期優(yōu)化，注水周期既要保障停注期，毛管力將油從基質(zhì)中驅(qū)替到裂縫所需的時(shí)間，又要保障一定的地層壓力水平，因此注水周期隨著實(shí)際開(kāi)發(fā)區(qū)塊的非均質(zhì)性、含水階段、壓力水平變化而變化。為了研究G271最優(yōu)的注水周期，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際，設(shè)計(jì)了6個(gè)注水方案，即周期為 20 d、30 d、40 d、50 d、60 d、70 d。方案預(yù)測(cè)10年，對(duì)比不同注水周期生產(chǎn)指標(biāo)，得到最佳的注水周期（見(jiàn)圖5）。

表2 周期注水量變化幅度優(yōu)化

對(duì)比方案顯示，周期為60 d的效果最好。在相同注入量情況下，注水周期越短，停注期越短，不利于毛管壓力驅(qū)替基質(zhì)中的剩余油，注水波及范圍有限；相反，注水周期越長(zhǎng)，停注期越長(zhǎng)，毛管壓力能夠充分將基質(zhì)中的剩余油驅(qū)替，注水波及范圍越大，但隨著周期的繼續(xù)變長(zhǎng)，基質(zhì)與裂縫間的壓差變小，毛管壓力作用減弱，增大周期，效果變?nèi)踔料А?/p>

5 周期注水現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

以姬塬油田G271區(qū)為例，開(kāi)展了周期注水現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。開(kāi)展了3種方式周期注水試驗(yàn)63個(gè)井組，對(duì)應(yīng)油井見(jiàn)效37口，累計(jì)增油564 t，累計(jì)降水435 t。實(shí)施后井組月度遞減由1.0%下降到0.8%，含水上升率由1.7%下降到1.5%；46口可對(duì)比吸水厚度由9.6 m上升到9.8 m，整體實(shí)施效果較好。

6 結(jié)論

針對(duì)姬塬油田超低滲透油藏儲(chǔ)層特征，建立了地質(zhì)模型，并對(duì)注水方式及注水參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)。數(shù)模研究和礦場(chǎng)試驗(yàn)認(rèn)為，注水時(shí)機(jī)以異步周期注水為宜，周期注水量變化幅度為100%，周期為60 d的效果最好。通過(guò)在姬塬油田G271區(qū)，開(kāi)展了周期注水現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，效果較好。