引用格式：寸少妮，夏晨丹，楊興利，涂彬，李相方. 異步注采補充能量方法提高油水同層產(chǎn)油量［J］. 石油鉆采工藝，2024，46（3）：298-308.

摘要：油水同層油藏注水開發(fā)中后期水竄現(xiàn)象加劇，開發(fā)效果顯著變差，亟需改進注水方式。分析了原始儲層在含束縛水飽和度以及含不同可動水飽和度時注水驅替油水兩相微觀滲流機理，對含可動水巖心進行了水驅實驗，并進行了油水同層油藏注水開發(fā)數(shù)值模擬。研究表明：相較于僅含束縛水油藏，油水同層油藏在注水開發(fā)中后期因儲層內原始可動水能夠傳遞壓力，致使含水率明顯增加，說明采用傳統(tǒng)注水方式與注水參數(shù)存在顯著局限性；若對含可動水油藏采用連續(xù)注水方式，會加速生產(chǎn)井水竄速度，原因是注水前沿抵達生產(chǎn)井后毛管力逐步降低、水相滲透率持續(xù)增加；采用異步周期注水可以實現(xiàn)高強度注水，快速補充地層能量，使產(chǎn)液量與產(chǎn)油量提升2 倍。因此，異步注采方式能夠解決油水同層油藏因可動水導致的水驅效果欠佳問題。

關鍵詞：非常規(guī)能源；低滲透致密油藏；可動水飽和度；不穩(wěn)定注水；油水同層；異步注采；補充能量

中圖分類號：TE357 文獻標識碼： A

0 引言

油水同層油藏是大型坳陷湖盆“富油凹陷”中大面積巖性油藏的一種，其形成受控于多種因素，如構造、沉積和不同壓力、水動力等［1］。該油藏原始儲層含水飽和度高于束縛水飽和度［2］。中國大慶油田、吉林油田、長慶油田和延長油田均有油水同層油藏，其中，長慶油田與延長油田以延長組長2 油層組為代表的油水同層儲層分布非常廣，同時長4+5、長6 及延安組的延9、延10 等油層組也存在油水同層儲層［3］，統(tǒng)計延長油田14 個區(qū)塊長2 油層探明儲量為37 551.16×104 t［4］。油水同層油藏儲量豐富，具有重要的開發(fā)潛力。

中國較早開發(fā)的典型油水同層油藏位于大慶葡西油田，初期平均單井日產(chǎn)油44 t/d，配注強度1.9m3/m，綜合含水 40.5%［5］。油田可動水導致常規(guī)注水開發(fā)效果差，盡管注水強度較低，但注水3 個月后，暴露出油井見水后含水上升快的矛盾，問題突出的古83-68 井注水3.5 個月即見水并且含水飽和度很快上升到100%。延長油田實踐表明，油水同層油藏采用常規(guī)注水開發(fā)也存在不足，隨著注水的持續(xù)，注入水隨儲層孔隙可動水流動，由于注入水和可動水之間無毛管力，注入水的運動速度會越來越快，可動水越多，這種情況越嚴重［6］，導致采用常規(guī)的注采井網(wǎng)、注采參數(shù)時，生產(chǎn)井含水率增加較快，含水率常居高不下，產(chǎn)油量遞減嚴重，水竄水淹井大幅度增加。

目前多數(shù)學者將研究焦點聚焦于油水同層油藏的成因［7］和測井識別［8］方面，而對油水同層注水開發(fā)滲流機理和開發(fā)規(guī)律的研究較少，造成油水同層油藏注水開發(fā)問題突出，解決措施受限。比如，在開發(fā)特征方面，魯金鳳［9］認為盡管油水同層油藏天然能量開發(fā)期間含水率較高，但是產(chǎn)油量也較高，開發(fā)效果較好，王瑞飛等［10］認為這主要得益于早期地層能量相對較充足，加之儲層不是太致密。這些研究對油水同層油藏開發(fā)特征和開發(fā)存在的問題闡述較多，對油水同層的主要滲流機理涉及較少，且提出的解決問題的對策仍局限于常規(guī)的油藏工程方法。Smith 等［11］描述了油水同層油藏注水開發(fā)特點，與經(jīng)典Buckley-Leverret 分析方法進行了比較，認為當油藏中驅替相飽和度大于束縛值時，當初始含水飽和度過高，注水開發(fā)中就不能建立起油水前緣或者油堤［12］。這時，油的流動不再是被排驅，而是被水拖出［13］。同時當初始含水飽和度增大到束縛水飽和度以上時，掛環(huán)狀態(tài)的水就變成了纖維狀態(tài)，使壓力差可以通過可動水傳遞，從而使油水間的壓力差變?。?4］。葛家理等［15］建立了含束縛水油藏注水驅替存在油墻的水驅模型，并介紹了相應的水驅滲流模型，與油水同層滲流模型具有明顯的差異。崔鵬興等［16］認為注水動態(tài)滲吸作用距離與含油飽和度變化隨時間呈正相關關系，但在后期隨著時間的增加滲吸擴散速度逐漸減緩，相應的含油飽和度變化幅度也減小。這些研究對于揭示油水同層油藏的滲流機理具有一定作用，但還不足以解決此類油藏注水時的能量補充和水竄問題。

針對可動水導致油藏易水竄的問題，開展油水同層油藏油水滲流機理研究，提出了異步周期注水方式，即通過注水期間生產(chǎn)井關井，可實現(xiàn)注入水在地層內均衡波及，補充地層能量的同時減緩注水推進速度，進而降低油井含水率。實踐表明，該注水方式具有明顯的應用效果。

1 方法過程

1.1 巖心驅替實驗

實驗巖心是參照延長油田長2 儲層平均孔隙特征制作的人造巖心，主要考察巖心不同滲透率和初始含水飽和度的情況。巖心基礎數(shù)據(jù)見表1，表1 中，實驗巖心滲透率有2 個級別，分別是 3×10?3μm2 和 7×10?3 μm2。每個級別的滲透率巖心初始含水飽和度有4 個級別，分別代表束縛水飽和度（33%和36%）、略高于束縛水飽和度（45% 和48%）、較高可動水飽和度（53% 和55%） 以及高可動水飽和度（64% 和65%）。

實驗流體：①模擬地下水，流體礦化度為40 000mg/L；②白油，30 ℃ 下白油黏度為3.3 mPa·s。實驗溫度28～30 ℃。

驅替實驗裝置比較經(jīng)典，不做詳細介紹，具體參考相關文獻［17］。實驗過程中采用壓力采集系統(tǒng)測量入口壓力，應用的壓力傳感器量程分別為0～4、0～10、0～25 MPa，壓力精度0.2%；出口采用計量管計量油水產(chǎn)出速度，用于計算驅油效率變化。恒速恒壓泵流量范圍為0.001～40 mL/min，最大壓力70MPa，壓力精度0.2%。

實驗目的是考察不同初始含水飽和度（可動水飽和度） 和不同驅替壓力對2 個不同滲透率級別巖心滲流特征的影響，從而揭示油水同層巖石注采特征及滲流機理。實驗步驟如下。

（1） 清洗巖心，晾干后飽和油。

（2） 按確定的水油比（例如1∶5） 將原油和地層水同時注入飽和油后的巖心，直至流出流量穩(wěn)定之后，根據(jù)注入流體和流出流體的值計算巖心含水飽和度。

（3） 在巖心兩端建立壓差，逐漸增加至巖心中流體能夠流動為止，以此壓差作為基準壓差。

（4） 在巖心流體能夠流動時，定流量進行驅替，直至巖心不再出油為止。

（5） 巖心清洗后重新飽和油。

（6） 以與步驟（2） 相同的水油比同時注入原油和地層水，建立好初始含水飽和度。

（7） 再次進行驅替實驗，驅替壓差為基準壓差的2 倍，以定流量進行驅替，直至巖心不再出油為止。

（8） 按以上（5）～（7） 步驟重復實驗，再次驅替時對應的驅替壓差分別是基準壓差的3 倍和4 倍。

1.2 模型的建立

選取延長油田位于XP 區(qū)塊中高產(chǎn)液、特高含水區(qū)的P2021-7 井組作為典型井組，井組的井位分布和模型構造如圖1 所示。

從圖1 中可以看出，典型井組內共有6 口油井、1 口注水井，為非規(guī)則反七點注采井組。井位圖和模型中的井位對比表明，兩者具有一致性。模型的地質和油藏參數(shù)采用實際數(shù)據(jù)，地層厚度21 m，有效厚度10 m，初始壓力5.6 MPa，原油黏度5.4 mPa?s，其余參數(shù)略。

模型考慮了壓裂裂縫，參考鄂爾多斯盆地壓裂裂縫方向為北東?南西向60°左右［18］，裂縫規(guī)模為平面延伸35～50 m、縱向5 m 左右［19］。設注入井最大注入壓力為18 MPa、最大注入量為40 m3/d；生產(chǎn)井最低井底流壓為0.5 MPa、最大產(chǎn)液量為20 m3/d。

1.3 現(xiàn)場應用

1.3.1 油水同層油藏物性特征

統(tǒng)計了長2 與長6 儲層42 個油藏的滲透率、孔隙度和含油飽和度，并進行了對比。滲透率概率分布對比結果如圖2 所示。

從圖2 中可以看出，長6 儲層滲透率最大值為（20～25）×10?3μm2，但是更多的分布在15×10?3μm2 以下；長2 儲層滲透率分布為多峰態(tài)，且大于10×10?3μm2的滲透率更多，表明長2 儲層滲透率比長6 儲層高，同時滲透率非均質性更強。

孔隙度概率分布如圖3 所示，可以看出，長6 儲層孔隙度最大值雖然能達到17%，但更多的孔隙度則分布在13% 以下，且最低達到8%；而長2 儲層的孔隙度值分布范圍在11%～17% 之間?？傮w看，長2 儲層孔隙度比長6 儲層高得多。

含油飽和度概率分布如圖4 所示?？梢钥闯觯L2 儲層含油飽和度范圍為35%～55%，對比層長6 儲層含油飽和度范圍為45%～60%。

對比長2 與長6 儲層35 個油藏的含水率分布情況如圖5 所示?？梢钥闯?，長2 儲層油藏含水率最低為 40% 左右，最高能達到 90% 左右，典型的例子如Yucha 區(qū)塊和MLG 區(qū)塊，油井初始含水率都在 88%～90% 之間。長6 儲層含水率分布范圍就廣泛得多，初始含水率有的區(qū)塊小于10%，有的大于90%。圖5 表明長2 油水同層油藏廣泛分布，長6 儲層也具有較大數(shù)量的油水同層油藏。

1.3.2 油水同層油藏生產(chǎn)特征

（1） 天然能量開發(fā)特征。比較延長油田部分長2 區(qū)塊的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，認為油水同層油藏有共性的生產(chǎn)特征：①單井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量較高，原因是孔滲相對較好；②含水率大于60% 井占比達30% 的概率比例高，原因是初始含水飽和度較高，存在可動水；③遞減較快的井比例很高，原因是天然能量通常不足。

（2） 注水開發(fā)5 年后典型的生產(chǎn)動態(tài)特征。油水同層油藏注水開發(fā)5 年后共性的生產(chǎn)特征：①含水率大于90% 油井占比達10% 的概率很高；②含水率大于90% 油井產(chǎn)油量遞減幅度很大；③含水率大于80% 油井占比達30% 概率很高；④含水率大于80% 油井產(chǎn)油量較低。

1.3.3 異步注采周期注水方式

（1） 第1 輪地層能量補充階段。①生產(chǎn)井關閉，每口注水井高強度注水量0.15 PV，日注水200～300m3/d，注水時間2 個月；②停注后，悶井5 d；③定井底流壓0.3 MPa，采用大壓差生產(chǎn)直到產(chǎn)量再降低至措施前1.2 倍；④如果只進行一輪異步注采，則以第③步設定壓差持續(xù)生產(chǎn)即可，如果需要多輪次異步注采，則轉入下一步。

（2） 第2 輪地層能量補充階段。①生產(chǎn)井關閉，每口注水井高強度注水0.15 PV，日注水量200～300m3，注水時間2 個月；②停注后，悶井5 d；③大壓差生產(chǎn)，直到產(chǎn)量達到措施前1.2 倍。

此后按照第1 輪和第2 輪的做法，可繼續(xù)實施其他輪次的異步注采。

2 結果現(xiàn)象討論

實驗和數(shù)值模擬結果顯示，油水同層時連續(xù)注水導致含水率持續(xù)增加，采出程度降低，無效注水增多，含水飽和度越高，越不能有效補充地層能量。異步注采能夠使得地層內驅替更加均衡，延緩見水，從而提高能量補充效果，提高原油產(chǎn)量［20］。

2.1 巖心驅替實驗結果與分析

2.1.1 初始含水飽和度對驅替壓力的影響

初始含水飽和度對驅替壓力具有明顯影響。當初始含水飽和度較高時，驅替過程中毛管力影響較小。實驗對比了2 種滲透率巖心初始含水飽和度對驅替壓差的影響，由圖6a 可以看出，對于滲透率為3×10?3 μm2 的巖心：①維持巖心注入速度不變，巖心兩端的驅替壓差變化趨勢基本一致，均為先增加，然后降低；②含水飽和度36% 時，巖心驅替壓力最高；③含水飽和度為55% 和64% 時，巖心兩端的驅替壓差比較接近。由圖6b 可看出，對于滲透率7×10?3 μm2的巖心：①維持巖心注入速度不變，巖心兩端的驅替壓差先增加，然后降低；②巖心含水飽和度33% 時，巖心驅替壓力最高；③巖心含水飽和度超過53% 以后，含水飽和度對驅替壓力的影響程度變小。

對比圖6a 和圖6b 可知，這2 張圖顯示的趨勢具有相似性。分析認為原因如下：①在注入初期，驅替壓差具有增加趨勢，到注入0.25 PV 時，驅替壓差達到最高值。隨著驅替水的注入，在巖心內出現(xiàn)了更多的兩相阻力區(qū)，毛管阻力增加明顯，因此導致驅替壓差增加。注入量達到 0.25 PV 之前，注入水未到達排出端，因此造成阻力持續(xù)增加。②驅替壓差隨著初始含水飽和度的增加而降低。當巖心為束縛水飽和度時驅替壓差明顯比存在可動水時的驅替壓差高很多，說明存在可動水時，部分注入水在水流通道內的阻力較低，從而使得整體的滲流阻力降低。③初始含水飽和度增加到55% 以后，驅替壓差增加幅度減緩，說明可動水形成流動通道之后，注水只在該通道內流動，驅油作用大幅度降低，因此需要改變注水方式才能取得更好的注水驅替效果。

2.1.2 初始含水飽和度對驅替效率的影響

2 種滲透率巖心初始含水飽和度對驅替效率的影響如圖7 所示。

從圖7a 可以看出，滲透率為3×10?3 μm2 的巖心含水飽和度在36% 時，驅替效率能達到40%；而巖心含水飽和度為64% 時，驅替效率僅僅不到 15%。從圖7b 可以看出，滲透率為7×10?3 μm2 的巖心含水飽和度在33% 時，驅替效率為50% 左右；巖心含水飽和度為65% 時，驅替效率僅有10% 左右。

對比圖7a 和圖7b 可以看出，含水飽和度對兩種不同滲透率巖心的驅替動態(tài)影響特征基本一致：①驅替效率在驅替0.5 PV 之前迅速增加，巖心初始含水飽和度越高，驅替效率越快達到最高值，表明巖心可動部分原油越容易被驅替。②巖心初始含水飽和度越高，最終驅替效率越低。由于巖心中原油分為可動油和殘余油，驅替效率等于可動油與可動油和殘余油和的比值，初始含水飽和度對可動油影響更大。待驅替量大于 0.5 PV 之后，注入水大多數(shù)只在水流通道內流動，基本成為無效注水。③滲透率較高的巖心，驅替效率較高。基本上同等含水飽和度條件下，滲透率較高的巖心驅替效率都要高些。

分析原因認為：①滲透率越高，孔喉越大，水驅時原油形成油滴、油膜量越少，驅替效率較高；②初始條件下，含水飽和度越高，原油以孤滴、油膜狀分布越多［8］，原油較難驅替；③初始含水飽和度高，則水在巖心中形成連續(xù)狀，因此注入水更多地在水流通道中流動，對原油驅替作用不再明顯，而是改為流動攜帶，這也導致驅替效率大幅度降低［17］。

2.1.3 存在可動水時驅替壓力對驅油效果的影響

不同滲透率巖心驅替壓力對驅油效率的影響如圖8 所示。

從圖8a 可以看出：初始含水飽和度36% 的巖心驅替效率（40%） 最高，驅替效率隨著驅替壓力增加而降低；初始含水飽和度48% 時巖心驅替效率約28%；當初始含水飽和度為55% 時巖心驅替效率（13%） 較低。從圖8b 可以看出：初始含水飽和度33% 的巖心驅替效率（50%） 最高，驅替效率隨著驅替壓力增加而降低；初始含水飽和度65% 的巖心驅替效率（10%）較低，但隨著驅替壓力增加驅替效率微增。

圖8a 和圖8b 展示的趨勢具有較明顯的一致性，在含水飽和度較低的情況下，隨著驅替壓力的增加，原油的驅替效率降低；在含水飽和度較高的情況下，隨著驅替壓力的增加，原油的驅替效率增加。這說明，驅替壓力和含水飽和度綜合對驅油效率起作用：當巖心初始含水飽和度較低時，驅替壓力較高會出現(xiàn)較低的驅油效率，分析表明是由于水濕巖石在較低驅替壓力時能夠充分利用好毛管力的滲吸作用；而當初始含水飽和度較高時，毛管力的作用顯著降低，因此較高的驅替壓力能夠使更多的原油得到動用，殘余油飽和度降低，因此驅替效率增加。

實驗表明，當含水飽和度較高的時候，采用較高的注入速度能夠獲得相對較好的驅替效率。因此對于油水同層儲層，需要采用較高注入速度。但是，因為連續(xù)注水方式會導致水竄，提高注入速度又會加劇水竄問題，因此，采用異步注采方式可以克服提高注水速度導致的水竄問題，同時有效補充地層能量，并提高驅替效率。

2.2 數(shù)值模擬結果分析

2.2.1 油水同層注水油水滲流特征

為了說明油水同層注水過程油水滲流的特征，假設儲層原始含水飽和度分別為 30%、50% 與65%，分別代表具有束縛水飽和度、少量可動水飽和度與較多可動水飽和度情況，如圖9 所示。

從圖9a 可以看出，當儲層只含束縛水時，毛管機理模型中油賦存在中大孔隙內，微小孔隙充填水。如果注水，注水壓力能夠在儲層含油孔隙傳壓，驅動油相滲流到生產(chǎn)井，但是束縛水不能直接傳遞流體壓力，只能與注水前沿合并增加含水飽和度。此時儲層孔隙油水受的重力作用大于毛管力作用，油水充分分異，上油下水。油為纖維狀，可以傳遞壓力，而水則呈現(xiàn)吊環(huán)狀，吸附在巖石顆粒表面，不能傳遞壓力。假設原始儲層含水飽和度30% 左右，天然能量開發(fā)過程生產(chǎn)初期含水率通常小于 10%，有些情況為5%。隨著開發(fā)的進行，地層壓力下降，油藏周邊高含水地層孔隙水部分侵入儲層，加之儲層應力敏感使得原儲層孔隙束縛水部分變?yōu)榭蓜铀?，從而可能導致含水率增加，有的甚至達到 20%。

從圖9b 可以看出，當原始儲層含水飽和度高于束縛水飽和度時，意味著儲層孔隙中油水受重力與毛管力共同作用，油水分異較差。油為纖維狀，可以傳遞壓力，而部分孔隙的水也為纖維狀，也可以傳遞壓力。此時，儲層油賦存在中大孔隙與裂縫中，水環(huán)繞在巖石壁上，成水膜狀。而微小孔隙內充填水，其中微孔隙中水通常為束縛水，而小孔隙則存在可動水。在天然能量開發(fā)過程中，由于儲層存在可動水，剛開始生產(chǎn)含水率就較高，生產(chǎn)初期含水率通常大于30%。如果進行注水，注水壓力能夠在儲層含油孔隙傳壓，驅動油相滲流到生產(chǎn)井，但是注水壓力也可在部分賦存可動水孔隙傳遞流體壓力，相對原始儲層僅為束縛水情況，當生產(chǎn)到一定時間后，生產(chǎn)井含水率將有所增加。如果原始儲層含可動水較少，含水率增加也相應較少。

從圖9c 可以看出，當原始儲層含水飽和度明顯高于束縛水情況，意味著中儲層孔隙油水所受重力作用少于毛管力作用，油水分異很差。油水均為纖維狀，均可以傳遞壓力。此時，儲層油賦存在大孔隙與裂縫中，水環(huán)繞在巖石壁上，成水膜狀。而中小孔隙內充填水，其中微孔隙中的水通常為束縛水，而中小孔隙則存在可動水。在生產(chǎn)過程中，正常生產(chǎn)壓差下，大孔隙與裂縫的油被驅動部分產(chǎn)出，中小孔隙的可動水也部分被產(chǎn)出。

盡管原始含水飽和度65% 和原始含水飽和度50% 時儲層都存在可動水，但相對于儲層原始含水飽和度50% 情況（圖9b）， 儲層原始含水飽和度65% 時水相滲透率高于前者，因此孔隙水流動相對容易，從而可能導致含水率增加。在天然能量開發(fā)過程，由于儲層存在較多可動水，剛開始生產(chǎn)含水率就可能高于60%，甚至達到 80%。如果進行注水，注水壓力只能驅動較大孔隙與裂縫中油相，而更多的水則匯入地層水一同滲流到生產(chǎn)井，同時也攜帶部分孔隙油流向生產(chǎn)井。

2.2.2 異步周期注水提高產(chǎn)量原理

異步注入后注入井近井壓力大幅度提高，迅速補充地層能量。將連續(xù)注水方式和異步周期注水方式的飽和度場變化進行對比，如圖10 所示。

從圖10a 可以看出，連續(xù)注水時會出現(xiàn)比較明顯的指進現(xiàn)象。由于原油在初始狀態(tài)下是賦存在裂縫及中大孔隙中間，水賦存在巖石壁表面，并充填在小孔隙中，油水分布比例關系與儲層含油飽和度相關［21］。連續(xù)注水后，注入水推動裂縫及大孔隙油相移動滲流。如果驅替壓差不是太大，中孔隙油相還不能被驅動，不能波及相對低滲致密儲層，可以等效為圖10a 中注入水覆蓋注采井之間的中心地帶，而不能波及到儲層頂部與底部一定距離。但是當連續(xù)注水壓力較高的時候，在其中會產(chǎn)生水流優(yōu)勢通道［22］。當在油水同層儲層中時，油水界面壓力降低，油水毛管力小，注入水滲流速度高，注水水驅前沿到注水井之間區(qū)域含水飽和度低，驅油效率低，驅水效率高，水竄速度高，注入水在地層停留時間短，補充地層能量作用相對較小，這更加劇了無效注水出現(xiàn)，降低注水開發(fā)效益。

從圖10b 可以看出，異步注采時，其動態(tài)類似于超前注水。注入水主要賦存在注水井周邊。注水井超強注水補充地層能量期間生產(chǎn)井全部關閉，因此注入水呈現(xiàn)近似活塞式推動注水井周邊儲層孔隙的油水向生產(chǎn)井方向移動，此時會遏止部分指進現(xiàn)象的產(chǎn)生。相比連續(xù)注水，異步注采增壓階段驅替壓力增加，在連續(xù)注水過程不能被驅動的中孔油相則可能被動用，從而增加了注水波及體積，進而改善了注水效果。較高注入壓力推動以及周圍油井關井時，注入水除了在相對高滲儲層滲流運移，同時也波及到與這些高滲儲層相連的相對低滲致密儲層，形成在低滲致密儲層中的高低滲儲層之間的流體交滲作用，實現(xiàn)改善水驅效果的目的。

異步注水時壓力場的特點是：①注水期間壓力持續(xù)上升，壓力場一直在變化；②注水完成后關井期間，地層壓力趨于均衡；③開井生產(chǎn)期間，生產(chǎn)井壓降漏斗逐漸擴展，定產(chǎn)量生產(chǎn)情況井底壓力持續(xù)降低；④開井生產(chǎn)過程壓降漏斗曲線形態(tài)與每一輪次累計注水量屬于一一對應關系；⑤每一輪次累計注水量越大，平均地層壓力越高，生產(chǎn)井產(chǎn)量就越高；⑥改變單一輪次累計注水量，可以獲得想要的生產(chǎn)壓差。

2.2.3 異步注采時地層壓力分布與變化趨勢

大液量異步注入后，注入井近井壓力大幅度提高，迅速補充地層能量。模擬計算表明，采用較高注入速度（考察了比較極端的情況，注入量20 000 m3，60 天完成注入），注水井注入后，地層壓力增加比較明顯。注水第10 天儲層平均壓力為2.8 MPa，注水第15 天儲層平均壓力為4.1 MPa，到注水第60 天，儲層平均壓力能達到10.5 MPa，之所以地層壓力增加較高，除了超高的注入水量提高能量之外，泵壓也會帶來額外的附加能量。地層壓力意味著地層能量，高地層壓力會提高開發(fā)效果。因為模擬是在一個封閉的空間內進行的，和實際地層具有較大的差別，因此在選擇實施異步注采的時候，應盡可能選擇封閉效果較好的區(qū)域來開展。

2.2.4 影響油水同層注水開發(fā)效果的其他因素

除了壓力分布和初始含水飽和度分布之外，對油水同層開發(fā)效果的影響因素還有：①儲層孔滲。孔滲較高會增加滲流能力，能夠較好地發(fā)揮毛管力作用，進而提高開發(fā)效果。②儲層微構造分布。油水同層通常為構造-巖性控制油藏，雖然更多的是巖性控制作用強，但是仍然存在局部微構造發(fā)育情況，微構造的高部位通常生產(chǎn)效果較好，在注水驅替過程需要針對性設計驅替參數(shù)。③儲層宏觀非均質性。儲層縱向與平面非均質性均普遍存在，尤其是對于油水同層儲層，在注水開發(fā)方式及參數(shù)設計時需要考慮。④注水方式。大慶油田、長慶油田以及延長油田油水同層注水方式多數(shù)還是連續(xù)注水方式，這些油田也都提出水竄嚴重時應用周期注水方式。研究表明持續(xù)采用連續(xù)注水方式在注水中后期會明顯存在水竄水淹問題，而采用常規(guī)周期注水雖然可以較明顯地改善注水效果，但是對應原始儲層可動水較多的區(qū)塊還存在效果有限的問題。

2.3 現(xiàn)場應用效果分析

2.3.1 異步注采和連續(xù)注采方式產(chǎn)油量對比

設計了異步注采方案和對比方案，對比方案的計算基礎為：井組先采取衰竭式開發(fā)，地層壓力降低至0.4 MPa。

方案一：異步注水方案。累計注水量0.5 PV，約6 000 m3，水井注水憋壓期間油井關停，水井注水2 個月后的平均地層壓力2.5 MPa，注水壓力明顯波及到了距離較近的4 口邊井。

方案二：天然能量開發(fā)。后期注水不關油井，水井注水1 個月后的平均地層壓力1.3 MPa，注水壓力未明顯波及到周邊油井。方案一異步注水恢復的地層壓力是方案二注水不關油井方案的近2 倍，如圖11 所示。

從圖11 可以看出，異步注水6 個月后，油井開井，日產(chǎn)油2.1 t/d，是注水前衰竭開發(fā)后期日產(chǎn)油（0.3 t/d） 的7 倍。異步注水方案比在油井開井初期油井不關井注水方案增油效果更好，相同生產(chǎn)時間累增油158 t。增油的主要原因在于異步注水時地層含油飽和度波動明顯、滲流場變化大、注入水波及體積大，從而導致流線出現(xiàn)轉變，驅出更多的原油。

異步周期注采效果更好的原因主要在于此時注水井超強注水補充地層能量期間生產(chǎn)井全部關閉，因此注入水在地層內更接近以活塞式驅油的方式推動注水井周邊儲層孔隙的油水流向生產(chǎn)井方向，并且提高能量之后能夠增加原油彈性產(chǎn)率。

2.3.2 多周期和單周期異步注采產(chǎn)油量對比

設計了異步注采方案，即一輪次注采方案和六輪次注采方案。每個周期日注水量200～300 m3/d，注水2 個月，生產(chǎn)時間根據(jù)計算確定，產(chǎn)量達到措施前1.2 倍時停止生產(chǎn)，進入注水增壓階段。2 個方案的含水率和累積產(chǎn)量如圖12 所示。

從圖12 可以看出，異步注水時采取多個周期的油井關停水井注水的效果要好于一個周期的油井關停效果。六輪次異步注采方案比一輪次異步注采方案的綜合含水率要低約2～3 個百分點，提高了油井生命周期，采收率提高約2 個百分點。六輪次異步注采方案比一輪次異步注采方案相同生產(chǎn)周期的累產(chǎn)油量要高，且因為有六輪關井時間，節(jié)省了電費和維修成本。

3 結論

（1） 揭示了油水同層油藏注水開發(fā)水竄機理。油水同層油藏注水開發(fā)中后期含水率增加較快，該類油藏原始儲層存在可動水，注水驅替過程孔隙油與水均可傳遞注入壓力，相對僅含束縛水油藏水相滲流速度要快，因此當注水一段時間后生產(chǎn)井含水率增加得快，在注水方式與注水參數(shù)設計時需要考慮。

（2） 深化了油水同層油藏形成的機理認識。油水同層油藏通常為低滲致密油藏，當油藏成藏過程烴源巖能量不足時，油氣充注過程不能提供足夠能量將儲層孔隙可動水驅離儲層，此時儲層油氣重力與毛管力共同作用下形成原始條件下孔隙油水均可滲流的狀態(tài)，其油水賦存的比例與油氣充注壓力、巖石孔隙度與毛管力等相關。

（3） 開展了油水同層巖心實驗，結果表明，同樣的驅替壓力下，束縛水飽和度時驅替效率為40%，少量可動水時驅替效率為28%，較多可動水時驅替效率為13%。說明異步注采在注入階段采用較高的注入速度可提高補充能量和驅替效率。初始含水飽和度對巖心驅替效率具有明顯影響，初始含水飽和度越高，驅替過程毛管力影響越小，此時采用較高的驅替壓力能夠使更多的原油得到動用。

（4） 提出了延長油水同層油藏注水中后期改進的異步注采注水方法。即注水期間相對封閉的區(qū)域內所有生產(chǎn)井全部關井，此時可以高速注水補充地層能量，當?shù)貙幽芰窟_到設計要求時關閉所有注水井，恢復生產(chǎn)井生產(chǎn)。在注水中后期生產(chǎn)井含水率居高不下、產(chǎn)油量很少的情況下，采用整體的異步注水可以減緩注水推進速度，進而降低油井含水率，改善開發(fā)效果。