孫 敏

（延長油田股份有限公司 南泥灣采油廠，陜西 延安 716000）

分層注水技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)有效把控地層壓力，同時長期保證注水井的高產(chǎn)液量[1-3]。隨著開發(fā)進(jìn)入中后期，地層非均質(zhì)性日趨嚴(yán)重，井間干擾愈發(fā)激烈，地層能量得不到有效補(bǔ)充，驅(qū)油效果無法達(dá)到預(yù)期效果[4,5]。目前，分層定量注水是國內(nèi)大多數(shù)油田常用彌補(bǔ)地層壓力的措施，該工藝可在一定程度上解決注水作業(yè)中的一系列不利因素[6,7]，但由于受相關(guān)工藝技術(shù)條件的限制，無法實現(xiàn)真正的分層定量，其根本原因在于無法長期有效保證合理的注水壓力[8,9]。

國內(nèi)外諸多學(xué)者針對此類問題進(jìn)行了一系列相關(guān)的研究，賈德利等[10]在動態(tài)生產(chǎn)指標(biāo)的基礎(chǔ)上，利用數(shù)據(jù)同化算法，研發(fā)出精細(xì)分層注水開發(fā)模式，結(jié)合智能機(jī)器學(xué)習(xí)，優(yōu)選出最優(yōu)注水方案，通過數(shù)值模擬進(jìn)行預(yù)測，相比優(yōu)化前產(chǎn)量提升了8.2%。馬奎前等[11]針對注入水沿高滲層突進(jìn)問題進(jìn)行了研究，采用迭代公式對各層配注量進(jìn)行重新調(diào)配，應(yīng)用于大港油田GD油田現(xiàn)場后，日均產(chǎn)油增大22m3·d-1，含水率降低3.8%，效果顯著。趙國忠等[12]考慮非線性滲流模型，提出了基于雅可比矩陣公式的新型油藏模擬技術(shù)，將其應(yīng)用于大慶油田現(xiàn)場，結(jié)果顯示，該工藝可緩解高含水油井水驅(qū)程度低的問題，一定程度上規(guī)避無效的注采循環(huán)。李漢周等[13]針對連續(xù)薄夾層油藏注水合格率低的問題，研制了雙導(dǎo)向封隔配水器，應(yīng)用集流式流量計實時監(jiān)控井下各層的配水量并及時調(diào)控，可有效解決井下分注調(diào)測控制的難題。王曉宏等[14]建立了分層注水優(yōu)化數(shù)學(xué)模型，采用極限水線距離表征分層注水的波及范圍，研究發(fā)現(xiàn)，極限水線距離與地層滲透率和有效厚度密切相關(guān)，層間滲透率差異和厚度大的儲層，分層注水提產(chǎn)效果較好。趙金梁等[15]將大斜度多層細(xì)分注水技術(shù)應(yīng)用于多層砂巖油藏，綜合壓裂增注工藝舉措，實施精細(xì)注水管理，現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果顯示，油井產(chǎn)能遞減大幅度下降，注水合格率顯著增大。以上學(xué)者雖然對如何確定合理的分層注水壓力進(jìn)行多維度的探究，驗證注水開發(fā)過程中存在最優(yōu)注水壓力，同時確定了合理注水壓力的大致范圍。但大多停留在物理模型、數(shù)值模擬及經(jīng)驗公式等層面上，沒有相關(guān)的室內(nèi)實驗和現(xiàn)場應(yīng)用進(jìn)行佐證。本文開展了分層注水壓力控制驅(qū)油效果實驗，結(jié)合現(xiàn)場應(yīng)用效果，綜合分析了分層注水壓力控制的技術(shù)優(yōu)勢，指出分層控制壓力注水方式不僅能夠有效改善水驅(qū)開發(fā)效果，提升單井產(chǎn)量，同時可實現(xiàn)提高注水利用率及提高儲層縱向動用程度的目的。

1 實驗部分

為了模擬實際分層定壓注水驅(qū)油過程，開展了籠統(tǒng)注水、控壓注水以及控壓-提壓注水三管并聯(lián)巖芯驅(qū)油試驗，得出相應(yīng)的試驗結(jié)果，通過對比分析對3種方案的驅(qū)油效果進(jìn)行了評價。

1.1 樣品、試劑及設(shè)備

本文選取滲透率為50、100和300mD左右的人造方巖芯9塊（40×5.0×5.0cm），50℃條件下黏度為6.7mPa·s的模擬實驗油（自制），礦化度為6778mg·L-1的模擬地層水（自制）。

ZMY-1型致密巖心滲流特性測定儀（江蘇天瑞儀器股份有限公司）；ISCO型調(diào)壓泵（天津世華機(jī)電設(shè)備有限公司）；HFA型氣體加壓裝置（濟(jì)南賽思特沖壓設(shè)備有限公司）；SJ17-SGD型抽真空裝置（北京中西華大科技有限公司）；SH-38型手搖泵（滄州華博通用機(jī)械有限公司）；CMS-300型覆壓孔滲儀（北京市比萊石油儀器有限公司）。溫度控制在50℃，井口壓力參數(shù)為0.15、0.18、0.20MPa。

表1為方巖心基本物性參數(shù)。

1.2 實驗方案

具體的實驗方案設(shè)計見表2。

表2 3種實驗方案簡介Tab.2 Brief introduction of three experimental schemes

2 結(jié)果與討論

整合大量的實驗數(shù)據(jù)，將3種實驗方案記錄結(jié)果繪制成圖，參見圖1～3。

圖1 不同滲透率條件下籠統(tǒng)注水結(jié)果Fig.1 General water injection results under different permeability conditions

2.1 籠統(tǒng)注水

由圖1可以看出，相同注入壓力條件下，巖芯滲透率與采收率成正相關(guān)，滲透率越高的巖芯見水越早，曲線斜率相應(yīng)越大。反之，滲透率較低時，驅(qū)油效果越差，對應(yīng)曲線的坡度越緩，最高采收率可達(dá)54.21%，平均采收率為49.75%。

2.2 控壓注水

由圖2可知，其曲線變化趨勢和圖1基本一致，高滲透率巖芯對應(yīng)的采收率最高為57.71%，明顯大于中低滲透率巖芯，平均滲透率為51.92%，比同等實驗條件下的籠統(tǒng)注水平均采收率高2.17%。

圖2 不同滲透率條件下控壓注水結(jié)果Fig.2 Results of controlled pressure water injection under different permeability conditions

2.3 控壓-提壓注水

由圖3可知，此實驗條件下最高采收率可達(dá)59.66%，明顯大于籠統(tǒng)注水的54.21%和控壓注水的57.71%，同時，平均采收率比控壓注水的平均采收率高出4.23%。對比以上實驗結(jié)果發(fā)現(xiàn)，同一實驗環(huán)境下，控壓-提壓注水方式增產(chǎn)效果最好。

圖3 不同滲透率條件下控壓-提壓注水結(jié)果Fig.3 Controlled pressure-lifted water injection results under different permeability conditions

實驗結(jié)果統(tǒng)計見表3。

表3 3種方案對應(yīng)的采收率結(jié)果Tab.3 Recovery factor statistics corresponding to the three schemes

3 現(xiàn)場應(yīng)用

選取了某油田臨近的兩口采油井X-1和X-2，綜合分析其動態(tài)生產(chǎn)資料，并跟蹤評價了分層注水壓力控制技術(shù)的現(xiàn)場開發(fā)效果。

圖4為X-1井生產(chǎn)動態(tài)變化曲線。

由圖4可知，采用分層注水壓力控制措施后，X-1試驗井產(chǎn)油量穩(wěn)步提升（由1.29t·d-1上升至1.62t·d-1），含水率逐漸降低（由96.1%下降至94.5%）。表明利用該技術(shù)進(jìn)行分層控制壓力注水起到了良好的開發(fā)效果，在提高采油單井產(chǎn)量的同時實現(xiàn)了改善水驅(qū)開發(fā)效果的目的。

圖4 X-1井生產(chǎn)動態(tài)變化曲線Fig.4 Production dynamic change curve of Well X-1

圖5為X-2井生產(chǎn)動態(tài)變化曲線。

圖5 X-2井生產(chǎn)動態(tài)變化曲線Fig.5 Production dynamic change curve of Well X-2

由圖5可以看出，采用分層控制壓力注水措施后，X-2井產(chǎn)油量穩(wěn)步提升（由1.58t·d-1上升至1.82t·d-1），含水量逐漸降低（由93.2%下降至92.1%）。表明利用分層注水壓力智能控制進(jìn)行分層控制壓力注水設(shè)計起到了良好的開發(fā)效果。

4 結(jié)論

（1）通過室內(nèi)分層注水壓力控制實驗，并對結(jié)果進(jìn)行對比得出：對于注水開發(fā)后期的多層系油藏，采用控壓-提壓的注水方式，采出程度最高，注水效果最好。

（2）綜合現(xiàn)場的試驗結(jié)果可知，采用分層控制壓力注水措施后，油井產(chǎn)量上升且含水下降，開發(fā)效果得到了有效改善。

（3）分層壓力控制注水方式能夠在地質(zhì)配注的基礎(chǔ)上，更大程度緩解層間矛盾及調(diào)整吸水剖面，最終實現(xiàn)提高注水利用率及提高儲層縱向動用程度。