特高含水期井間非均質模式對注水效果的影響

殷建，林鑫

（中國石油大慶油田有限責任公司第二采油廠，黑龍江 大慶 163414）

特高含水期井間非均質模式對注水效果的影響

殷建，林鑫

（中國石油大慶油田有限責任公司第二采油廠，黑龍江 大慶 163414）

在特高含水期，井間的非均質模式對注水效果有較大的影響。應用滲流力學理論，建立了一維兩相流井間非均質數學模型，研究了特高含水期井間非均質模式對注水效果的影響。模型中，滲透率從油井向水井分為降低和升高2種情況；油井端含水飽和度低于水井端的含水飽和度。巖石和流體參數都劃分為油井端、中間端和水井端3段。研究結果表明：特高含水期由于注水井端含水飽和度較高，而水相黏度較小，因此水井端滲透率變化引起的滲流阻力變化較小；水井端滲透率降低使油水井兩端滲流阻力分布更均衡；特高含水期低注高采能獲得更高的產液速度，油水流度的差異是引起這一現象的關鍵原因；高注低采可在油井端獲得更高的壓力梯度，從而能取得更好的開發效果。

特高含水期；非均質模式；注水效果；含水飽和度；流度

1 概述

油藏工程師經過幾十年的摸索，逐漸認識到井間非均質性模式影響注水開發效果。然而，井間非均質性是如何影響注水效果的，產生的原因是什么，有什么樣的規律，國內外研究較少。

鄧瑞健采用天然巖心串聯方法，進行了平面非均質性對水驅效果影響的實驗研究，結果表明高（滲透率）注低采可獲得更高的采收率［1］。宋洪慶等采用巖心水驅油實驗，研究了4種平面非均質方案在不同注采方式下的水驅油機理［2］。但這些成果均未考慮特高含水期水井附近含水飽和度過高造成的油水井兩端滲流阻力分布的變化。油水井兩端含油飽和度的變化，造成油水兩相流度比發生變化，從而影響油井產量［3-5］。

2 數學模型的建立

特高含水期，水井端由于注入水的長期沖刷，含水飽和度接近束縛水飽和度，油水井兩端含水飽和度差異變大，如圖1所示。其中紅色為高含油飽和度區域，藍色為低含油飽和度區域，黃色為中等含油飽和度區域，從注水井到生產井，滲透率K有減小和增大2種模式。

圖1 2種非均質模式示意

設長度為L的油層，在平面上分成滲透率不同的N段，如圖2所示。每段的壓差分別為 △p1，△p2，…，△pN；含水飽和度分別為Sw1，Sw2，…，SwN；產油量分別為q1，q2，…，qN；滲透率分別為K1，K2，…，KN；長度分別為L1，L2，…，LN；pe為注水井井底壓力；pw為生產井井底壓力。

圖2 滲透率從注水井到生產井的變化

3 油井產液量計算方法

由水電相似原理可知［6-7］

式中：qwi，qoi分別為第i段水相、油相的流量，m3/s，i= 1，2，…，N；w為油藏寬度，m；h為油藏厚度，m；Ki為第i段滲透率，m2；Kroi，Krwi分別為第i段油相、水相的相對滲透率；μo，μw分別為油相、水相的黏度，Pa·s；△pi為第i段驅替壓差，Pa；△p為驅替總壓差，Pa；Li為第i段油藏長度，m；L為油藏總長度，m；A為油藏橫截面積，m2。

在已知油水黏度、各段滲透率和含油飽和度的條件下，可求得每段的壓差△pi。

根據達西定律得

式中：R為滲流阻力，Pa·s/m3。

可見，流量與驅替壓差△p和滲流阻力R相關，只要求得各段的滲流阻力，即可得到生產井產液量。

4 算例分析

設從水井到油井的總注采壓差為5 MPa，井距300 m，油藏寬度為100 m，油藏厚度為5 m。井間按平均滲透率不同分為3段，每段長度為100 m。油相黏度為6 mPa·s，水相黏度為0.6 mPa·s。油井端含水飽和度為0.40，油相相對滲透率為0.354，水相相對滲透率為0.049；井間含水飽和度為0.50，油相相對滲透率為0.092，水相相對滲透率為0.113；水井端含水飽和度為0.65，油相相對滲透率為0.001，水相相對滲透率為0.285。計算得到了不同滲透率組合方案下不同滲透率段的驅替壓差及流量，如圖3—4所示（當油水井其中一端滲透率變化時，另一端的滲透率為800×10-3μm2）。

圖3為油井端和水井端滲透率分別變化時計算得到的滲流阻力和油井產液量變化曲線。從圖3可以看出，油井端滲透率變化對滲流阻力和產液量的影響較大，水井端滲透率變化對滲流阻力和產液量的影響相對較小；低注高采的滲流阻力較小。

圖3 滲透率對滲流阻力和產液量的影響

圖4為在平均滲透率不變的情況下，不同非均質模式各段的驅替壓差（圖中O代表油井端，W代表水井端，M代表井間）。

從圖4可以看出：油井端滲透率降低使滲流阻力增加較快，因此驅替壓差增加較快，大部分壓降都集中在油井端，水井端即使滲透率降低，壓降的增加也較小；油水井兩端滲透率差異越大，這種規律越突出；平均滲透率相等時，高注低采的滲流阻力大，因此產液量較低，而低注高采的產液量高。

低注高采時，在水井端產生較高壓力梯度，容易產生低效循環。高注低采可在油井端產生較大的壓力梯度，有利于驅替剩余油，從而取得更好的開發效果。

油井附近含油飽和度相對較高，而油相的黏度較大，較小的滲透率變化即可引起較大的滲流阻力變化，這是引起滲流阻力和產液量變化的根本原因。

圖4 不同非均質模式各段壓差對比

在油田投產初期，油水井兩端含水飽和度基本相等，隨著注水開發的進行，水井附近含水飽和度迅速增大，但油井端含水飽和度相對上升較慢，造成油水井兩端含水飽和度差異較大。尤其在特高含水期，水井附近含水飽和度接近束縛水飽和度。

圖5為隨著含水飽和度的變化，高注低采和低注高采2種模式的油井產液量變化情況對比。從圖5可以看出，隨著油層平均含水飽和度的升高，油井產液能力上升，低注高采比高注低采的產液能力上升更快。

圖5 油田開發過程中油井產液量的變化

5 結論

1）特高含水期，由于注水井端含水飽和度較高，而水相黏度較小，因此水井端滲透率降低引起的滲流阻力增加不大。

2）低注高采比高注低采能獲得更高的產液量，油水流度的差異是產生這一現象的重要原因。

3）高注低采可在油井端產生更高的壓力梯度，從而能夠獲得更好的驅油效果。

［1］鄧瑞健.儲層平面非均質性對水驅油效果影響的實驗研究［J］.大慶石油地質與開發，2002，21（4）：16-20. Deng Ruijian.Study influence opposing water driving oil impact of storing floor horizontal heterogeneity character［J］.Petroleum Geology &Oilfield Development in Daqing，2002，21（4）：16-20.

［2］宋洪慶，朱維耀，孫玉凱.高注低采改善平面非均質油藏開發研究［J］.遼寧工程技術大學學報：自然科學版，2008，27（6）：809-813. Song Hongqing，Zhu Weiyao，Sun Yukai.Study on development effect improved by high-permeability location injection and low production for heterogeneous reservoirs［J］.Journal of Liaoning Technical University：Natural Science Edition，2008，27（6）：809-813.

［3］陳慶陵，陳超，李順凱，等.非均質油藏高含水期提高采收率技術礦場實踐［J］.斷塊油氣田，2004，11（4）：46-49. Chen Qingling，Chen Chao，Li Shunkai，et al.Practice for EOR during the high water cuting in the heterogeneity reservoir［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2004，11（4）：46-49.

［4］許建紅，錢儷丹，庫爾班.儲層非均質對油田開發效果的影響［J］.斷塊油氣田，2007，14（5）：29-32. Xu Jianhong，Qian Lidan，Kuerban.Influence of reservoir heterogeneity on oilfield development effectiveness［J］.Fault-Block Oil&GasField，2007，14（5）：29-32.

［5］趙雅慧，鄧君，石維民.濮城油田多油層強非均質油藏水驅開發研究［J］.斷塊油氣田，2003，10（1）：53-55. Zhao Yahui，Deng Jun，Shi Weimin.Water drived development practically modus operandiand effective ofmulti-zone and heterogeneous reservoir in Pucheng Oilfield［J］.Fault-Block Oil& Gas Field，2003，10（1）：53-55.

［6］徐獻中.石油滲流力學基礎［M］.武漢：中國地質大學出版社，1992：40-82. Xu Xianzhong.Oil seepage mechanics foundation［M］.Wuhan：China University of Geosciences Press，1992：40-82.

［7］翟云芳.滲流力學［M］.北京：石油工業出版社，1999：83-84. Zhai Yunfang.Permeation fluid mechanics［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，1999：83-84.

（編輯 孫薇）

Influence of interwell heterogeneity mode on water flooding effectiveness at high water cut stage

Yin Jian,Lin Xin
(No.2 Oil Production Plant,Daqing Oilfield Company Limited,PetroChina,Daqing 163414,China)

Interwell heterogeneity mode will cause a great impact on water flooding effect at high water cut stage.Interwell heterogeneity mathematical model of one-dimensional two-phase flow was established and influence of interwell heterogeneity mode on water flooding effectiveness at high water cut stage was studied with permeation fluid mechanics.Permeability may be divided into two conditions from producer to water well and the water saturation of oil well is lower than that of water well.Rock and fluid parameters are divided into oil well part,middle part and water well part in this model.The result indicated that change of seepage resistance around injector caused by change of permeability is small because the water saturation around injector is high at high water cut stage and the viscosity of water phase is less.Distribution of seepage resistance between producer and injector will be more balanced with the decrease of permeability around injector.High rate of producing fluid will be achieved because of low injection and high production at high water cut stage.Difference of oil-water mobility ratio is the key factor to cause this phenomenon.Large pressure gradient can be achieved in production well with high injection and low production,so better development effect can be acquired.

high water cut stage;heterogeneity mode;water flooding effectiveness;water saturation;mobility

國家自然科學基金項目“低滲透油層提高驅油效率的機理研究”（50634020）

TE312

：A

1005-8907（2012）02-0191-04

2011-07-20；改回日期：2012-01-13。

殷建，女，1980年生，助理工程師，2008年畢業于大慶石油學院石油工程專業，現主要從事油田開發工作。E-mail：ice_river1@yahoo.com.cn。

殷建，林鑫.特高含水期井間非均質模式對注水效果的影響［J］.斷塊油氣田，2012，19（2）：191-194. Yin Jian，Lin Xin.Influence of interwell heterogeneity mode on water flooding effectiveness at high water cut stage［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（2）：191-194.