陳東明

(中國石油遼河油田分公司 勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010)

蘇北油區(qū)儲層以粉砂巖為主，平均孔隙度10.5%，平均滲透率1.2 mD，屬于低孔特低滲油藏，且油藏砂體厚度薄，橫向變化快，連通程度較差。因此，油藏注水開發(fā)困難，注不進采不出，主要依靠天然能量開發(fā)，采油井產(chǎn)量遞減快、采收率低[1]。目前，單井日產(chǎn)液量僅2.0 m3/d，單井日注水量僅3.0 m3/d，單井注入壓力高達37.0 MPa。針對這一類油藏，注水吞吐可以有效地保持地層能量，注入水優(yōu)先充滿高孔隙度、高滲透帶、大孔喉或裂縫等有利部位[2]，悶井期間，利用油層的滲吸驅(qū)油機理，在毛細管力的作用下，注入水可以將基質(zhì)中的原油驅(qū)替出來，從而提高油藏采收率[3-5]。利用ECLIPSE數(shù)值模擬軟件，針對低滲油田建立蘇北油區(qū)單井注水吞吐機理模型，通過潤濕性、滲透率、注水量、注水速度和悶井時間五個方面的研究，確定不同因素對蘇北油區(qū)注水吞吐井開發(fā)效果的影響。

1 注水吞吐模型的建立

蘇北油區(qū)1-5井儲層滲透率4.2 mD，為特低滲儲層，從砂體構型模式圖看(見圖1)，該井屬于孤立模式，注水無法見效，以該井為基礎，建立單井注水吞吐機理模型，X、Y方向劃分25組網(wǎng)格，平面步長為10 m，垂向劃分為6個模擬層，步長為0.5 m，網(wǎng)格系統(tǒng)為25*25*6。

為便于對比不同條件下注水吞吐井的開發(fā)效果，根據(jù)蘇北油區(qū)1-5井的儲層條件，建立一個基準模型?；鶞誓Ｐ偷臐B透率為5 mD，孔隙度16%，含油飽和度0.65，采油井位于模型中心位置，采油井日產(chǎn)液4 m3，當井底壓力為泡點壓力時關井。

2 注水吞吐開發(fā)效果影響因素分析

2.1 潤濕性對注水吞吐的影響

由于組成巖石的礦物種類不同，同種礦物形成過程中的晶格缺陷及其他雜質(zhì)浸入所產(chǎn)生的類質(zhì)同象的影響，從而使不同礦物以及同種礦物的不同部位的潤濕性不盡相同[6]。而巖石的潤濕性是影響注水吞吐開發(fā)效果的重要因素。采用基準模型，模擬井底壓力下降到飽和壓力時，反向注水使地層壓力上升到38 MPa，悶井2個月后開井生產(chǎn)，吞吐5個輪次。通過調(diào)節(jié)相滲曲線改變模型儲層的潤濕性，模擬不同潤濕性對注水吞吐效果的影響，如圖2所示。

從圖2可以看出，注水吞吐采油對不同潤濕性油藏都有效。親水性越強，越有利于注水吞吐采油，開發(fā)效果越好，主要是由于儲層親水性能越強，越能更好地發(fā)揮毛細管力吸水排油的作用。

2.2 滲透率對注水吞吐的影響

儲層滲透率對于注水吞吐的開發(fā)效果具有直接的影響。采用水濕性儲層基準模型，模擬儲層滲透率為1 mD、3 mD、5 mD時對注水吞吐效果的影響，結果如圖3所示。

從圖3可以看出，滲透率越小，最終采出程度越低，但注水吞吐措施提高采出程度的幅度越大，注水吞吐井增油效果越好。

2.3 注水量對注水吞吐的影響

注水過程中地層壓力的變化分為兩個階段：1)注入水量彌補地下虧空，地層壓力上升較慢；2)累計注入水量大于地下虧空后，注入水量以壓縮狀態(tài)儲存于油層中，表現(xiàn)為地層壓力迅速上升。單一輪次的注水量決定著地層壓力的恢復程度，采用水濕性儲層基準模型，利用壓力控制注水量，模擬注水量大小對注水吞吐開發(fā)效果的影響，結果如圖4所示。

從圖4可以看出，提高單一輪次的注水量，可以延長吞吐周期內(nèi)的采油時間，增加單一輪次吞吐的采油量，提高采油速度，因此，生產(chǎn)過程中在保證安全的前提下，應盡量提高注水量。

2.4 注水速度對注水吞吐的影響

注水速度影響地層壓力的恢復速度，注水速度越大，地層壓力恢復越快，從而達到同一壓力水平時所需注水時間越短。采用水濕性儲層基準模型，在注水量一致條件下，調(diào)節(jié)注水速度，注水完成后悶井2個月后開井生產(chǎn)，模擬注水速度對注水吞吐開發(fā)效果的影響，結果如圖5所示。

由圖5和圖6可以看出，高注水速度對同一周期內(nèi)產(chǎn)油量無明顯影響，但是提高注水速度可以縮短吞吐周期，提高采油速度。

2.5 悶井時間對注水吞吐的影響

悶井平衡的目的是利用油層的親水性，發(fā)揮毛細管吸水排油的作用，使注入水隨地層壓力擴散的同時與地層原油發(fā)生交換，地下流體飽和度分布發(fā)生變化，以利于原油的采出。采用水濕性儲層基準模型，調(diào)節(jié)悶井時間，模擬悶井時間對注水吞吐效果的影響。

根據(jù)圖7不同悶井時間條件下采出程度和單輪次平均采油量對比可以看出，在該模型條件下，2～4個月的悶井時間對于單輪次采油量無明顯影響，但縮短悶井時間可以有效地提高采油速度。

3 現(xiàn)場應用實例

蘇北油區(qū)1-5井油層為親水性儲層，滲透率為4.2 mD，油層厚度2.8 m，與周圍油層連通程度差，該井投產(chǎn)初期日產(chǎn)油6.9 t，含水10.3%，由于滲透率低，投產(chǎn)后產(chǎn)液量迅速下降，僅生產(chǎn)6個月后轉(zhuǎn)注，轉(zhuǎn)注前累積產(chǎn)油365 t，累積產(chǎn)水51 m3，轉(zhuǎn)注后壓力迅速上升，注入壓力達到29 MPa停注，累積注水727 m3。轉(zhuǎn)為注水吞吐開采后，悶井3個月后采油，開井后該井由注水前的間開轉(zhuǎn)為連續(xù)生產(chǎn)，初期日產(chǎn)液20 m3，含水80%～96%，后期穩(wěn)定生產(chǎn)日產(chǎn)液5.3 m3，日產(chǎn)油1.6 t，含水66%，單輪次增油量達到710 t，取得了較為明顯的增油效果。

4 結論及認識

1)注水吞吐采油對不同潤濕性油藏都有效，儲層親水性越強，越有利于注水吞吐采油，開發(fā)效果越好。

2)儲層滲透率越小，注水吞吐措施提高采出程度的幅度越大，增油效果越好。

3)注水速度可以加快壓力地層壓力恢復，縮短吞吐周期，增大單一輪次的注水量可以增加采油量，可以延長吞吐周期內(nèi)的采油時間，提高采油速度。

4)注水吞吐可以有效地改善連通程度低的特低滲油藏開發(fā)效果。