注采優化提高平面非均質低滲油藏井網水驅波及效率

郭迎春 曲全工 曹小朋 季迎春 鄒建 苗明 宋黎光 馮海如 王志興

1. 中石化勝利油田分公司勘探開發研究院；2. 中國石油大學(北京)；3. 中國石油三次采油重點實驗室低滲油田提高采收率應用基礎理論研究室；4. 石油工程教育部重點實驗室

0 引言

不穩定注水是提高非均質油藏水驅開發效果的重要手段之一，通過周期性地改變注水方式，在高低滲區域建立不穩定壓力波動，在油水交滲及低滲區域彈性力釋放等驅油機理作用下，有效提高低滲區域原油的動用程度［1］。目前有關不穩定注水的研究較多，許多學者通過數值模擬對不同類型油藏不穩定注水開發影響因素、適用性及開發效果等進行了研究，表明不穩定注水對非均質及裂縫性低滲油藏水驅開發具有較好的適應性［2］。將不穩定注水應用于現場水驅開發也取得較好效果，可有效降低含水率，提高產油量［3］。此外，任文博等［4］對縫洞型碳酸鹽巖油藏非對稱不穩定注水進行研究，得出非對稱不穩定注水對大尺度縫洞型碳酸鹽巖油藏也具有很好適應性的結論。殷代印等［5］利用物理模型對縱向非均質和平面非均質巖心進行常規注水和不穩定注水實驗研究，認為毛管力是影響不穩定注水主要因素之一。姚鍵歡等［6］對低滲油藏水平井與直井聯合井網不穩定注水進行數值模擬研究，優化了五點法井網不穩定注水開發方式。在改善平面非均質油藏水驅開發效果研究方面，嚴科等［7］通過數值模擬及油藏工程方法研究平面非均質油藏注采不均衡問題，結合現場實踐得出調整井距和注采壓差的方法可改善水驅波及效率，進而提高平面非均質油藏水驅開發效果的結論。周涌沂等［8］利用數學推導及室內物理模擬實驗，表明調整注采井距的矢量井網能增大注入水對平面非均質油藏水驅波及效率。但將不穩定注水用于平面非均質低滲油藏水驅開發，及在此基礎上進行注采優化的室內物理模擬研究較少，對于其改善水驅開發效果作用機理也少有研究，本文基于不穩定注水對非均質油藏具有較好的適應性，利用徑向流模型，在不穩定注水基礎上通過注采優化改善平面非均質低滲油藏水驅開發效果進行室內實驗研究，并分析其作用機理，以期為目標油藏水驅開發提供理論依據。

目標區塊2008年1月投產，H148-X35井于2008年12月轉為注水井，注水方式為增壓籠統正注，與生產井H148-X19井、H148-X27井和H148-X50井成一組注采井網。在2014年10月—2016年10月生產階段，進行了油水井不穩定注水試驗，其中，2014年10月—2015年11月注水井H148-X35井日注水量由30 m3/d降至20 m3/d。2016年1月不穩定注水開始見效，日產油量增加了1.7 t/d，井組含水率下降了5.7%。結合現場生產數據，注水井注入量配合生產井工作參數的調整，井組含水率降低，瞬時產油量升高。目前不穩定注水方式主要針對注水井的參數調整，對同一井組內的生產井參數調整的分流控制研究相對較少，因此，通過建立室內物理模擬模型及對應的物理模擬實驗方法，提出3種不同注采方式，分析改善平面非均質井組水驅開發效果的機理，為低成本改善開發效果提供一定的理論依據。

1 物理模擬實驗設計

1.1 平面非均質物理模型設計和制作

常規物理模擬的不穩定注水方式多以層間、層內非均質儲層為研究對象［9-10］，并未考慮不穩定注水在平面非均質條件下的情況，與實際平面非均質油藏差異較大。

結合實際區塊注采井網的部署情況(圖1)，設計了對應的五點法注水井網徑向流物理模型(圖2)。徑向流模型為平面非均質，分布有10×10?3μm2、20×10?3μm2和30×10?3μm2共3種不同滲透率的砂巖，不同滲透率區域的巖心由質量不同的露頭砂在同一作用力下壓制而成，其中滲透率為10×10?3μm2和20×10?3μm2的 砂 巖 體 積 均 占 總 模 型 體 積 的29.18%。注水井I-1井位于模型正中心，模擬現場中的注水井H148-X35井，3口生產井均勻分布在模型邊緣，且位于不同滲透率區域。P-2井位于滲透率為10×10?3μm2區域，模擬現場生產井H148-X19井；P-1井位于滲透率為30×10?3μm2區域，模擬現場生產井H148-X50井；P-3井位于滲透率為20×10?3μm2區域，模擬現場生產井 H148-X27井。徑向流物理模型與實際井網的幾何參數如表1所示。

圖1 現場注采井網部署情況Fig. 1 Deployment of injection/production well pattern on site

圖2 物理模型設計圖Fig. 2 Design diagram of the physical model

表1 物理模型與現場注采幾何參數對比Table 1 Geometric parameter comparison between physical model and field injection/production

1.2 實驗參數設計

本研究主要圍繞現場注水速度改變對生產井生產動態的影響展開，并在此基礎上進行注采優化研究，因此，物理模擬實驗的生產和注水參數設計是主要影響因素，相似準則參考孔祥言等［11］推導的物理模擬水驅實驗。相似數計算后的實驗參數與現場參數如表2所示。物理模擬實驗條件下的日注入速率轉換成實驗條件下的注入速率為5.25×10?4m3/d(折合室內實驗注入速度為0.367 mL/min)和3.52×10?4m3/d(折合室內實驗注入速度為0.244 mL/min)。

表2 物理模擬實驗與現場條件的注水參數Table 2 Water injection parameters in physical simulation experiment and field condition

1.3 實驗材料及設備

實驗用油：按目標區塊油藏地層原油組成配制的模擬油。地面原油密度0.877 g/cm3，地層原油密度0.746 g/cm3(65 ℃)；地面原油黏度20.4 mPa · s，地層原油黏度1.2 mPa · s(65 ℃)。

實驗用水：地層水總礦化度29 884 mg/L，水型為CaCl2型，pH值為6.8。

實驗巖心：按設計的幾何參數，采用目標地層露頭砂壓制的人工巖心。

實驗設備：HXH-100B型高壓恒速恒壓泵(0～30 MPa)；KDHW-Ⅱ型恒溫箱(0～150 ℃)；活塞式液體中間容器(1 000 mL×2個，0～35 MPa)；高壓徑向流巖心加持器，工作壓力0～15 MPa，可放置直徑40 cm、厚度4～6 cm人造巖心的徑向流模型(圖3)，巖心腔室下部有活塞可以提供軸壓，周圍有橡膠套筒可提供圍壓固定巖心；回壓閥4個、六通閥2個，不同長度耐腐蝕鋼制管線若干，手動計量泵1個，液體計量裝置3套，壓力傳感器及配套計算機設備等(圖4)，以上設備均由江蘇海安石油科研儀器有限公司提供。

1.4 實驗步驟

1.4.1 實驗準備(1)測量模型直徑和厚度，計算視體積；(2)將模型放入徑向流巖心夾持器中，向夾持器加10 MPa軸壓和9 MPa圍壓；(3)抽真空、飽和地層水，計算孔隙體積；(4)依據徑向流滲流關系式，利用流量與壓差測定各方向生產井的水測滲透率(表3)；(5)保持實驗溫度為65 ℃，飽和模擬油至束縛水飽和度，計算初始含油飽和度，并老化48 h。

圖3 模型實物圖Fig. 3 Picture of the model

圖4 不穩定水驅平面徑向流模擬物理實驗流程圖Fig. 4 Flow chart of the plane radial-flow physical experiment on unstable waterflooding

表3 實驗物理模型滲透率參數Table 3 Permeability parameters of the experimental physical model

1.4.2 脈沖注水方式

本實驗條件下，脈沖注水方式為注水井按設定的注入速率達到設計的注入量，再降低流速，僅改變注水井的工作制度的一種不穩定注水方式。

實驗內容：(1)以0.367 mL/min恒速注水，同時打開P-1井、P-2井和P-3井，各生產井設置相同回壓；(2)0.367 mL/min速度下注水6 h后，降至0.244 mL/min繼續水驅2 h；(3)記錄整個實驗過程中各生產井的生產壓差、產油量和產水量變化。

1.4.3 同步平衡產液量方式

本實驗條件下，同步平衡產液量是給生產井設定不同回壓值，形成不同生產壓差，平衡生產井因非均質引起的不均勻產液量而進行的脈沖注水。

實驗內容：(1)以0.367 mL/min恒速注水，P-1井、P-2井和P-3井設置不同回壓，并同時開井，保持恒定注水速度6 h；(2)降低注水速度至0.244 mL/min后，繼續水驅2 h；(3)記錄整個實驗過程中各生產井的生產壓差、產油量和產水量變化。

1.4.4 異步平衡產液量方式

本實驗條件下，異步平衡產液量方式為在高注入速率階段采用與脈沖注水相同的注入參數，低注入量階段各生產井設定不同回壓值，產生不同生產壓差，平衡生產井因非均質引起的不均勻產液量。

實驗內容：(1)以0.367 mL/min恒速注水，P-1井、P-2井和P-3井設置相同回壓，并同時開井，保持恒定注水速度6 h；(2)降低注水速度至0.244 mL/min，P-1井、P-2井和P-3井設置不同回壓，繼續水驅2 h；(3)記錄整個實驗過程中各生產井的生產壓差、產油量和產水量變化。

3種不穩定注水方案的水驅實驗徑向流物理模型參數如表3和表4所示。

表4 實驗物理模型基礎參數Table 4 Basic parameters in the experimental physical model

2 實驗結果與分析

2.1 不同注采方式下生產壓差分析

脈沖注水方式生產壓差變化如圖5所示。在0.367 mL/min水驅階段，受巖心非均質性及各區域內滲流阻力影響，水驅前緣不穩定，注入壓力波動變化，注水量達0.04 PV左右時，高滲部位P-1井見水，水驅優勢通道形成，水驅前緣相對穩定，模型生產壓差有所降低后趨于穩定。注入量0.122 PV時，注水速率降低為0.244 mL/min，降低瞬間，高滲區域由于滲透率較高，壓力傳導速度大，壓力下降快，而低滲區域滲透率較低，壓力傳導速度小，壓力釋放慢，對高滲區域形成反向壓力梯度，表現為注入壓力的上升，在短暫的不穩定壓力波動后，低滲區域與高滲區域的壓力傳導速度穩定，注入壓力降低。

圖5 脈沖注水方式模擬井組生產壓差變化Fig. 5 Variation of the production pressure difference of the simulated well group in the mode of pulse water injection

同步平衡產液量注采方式生產壓差如圖6所示。0.367 mL/min水驅階段，3口生產井注采壓差波動較大，但保持相對穩定的差值，表明水驅前緣在不同注采壓差下向生產井相對穩定推進。注水速率降至0.244 mL/min后，注入壓力降低，調節各生產井生產壓差與前一階段相同。由于調整了各生產井的注采壓差，低滲區域吸水能力得到改善，高、低滲區域之間沒有產生較大吸水量差異，故在降低注入量時，沒有形成明顯的壓力波動。

圖6 同步平衡產液量方式下模擬井組生產壓差變化曲線Fig. 6 Variation of the production pressure difference of the simulated well group in the mode with synchronously balanced liquid production rate

異步平衡產液量注采方式生產井壓差如圖7所示。0.367 mL/min水驅階段，初期的生產壓差保持穩定，當高滲井(P-1)見水后，驅替阻力降低，生產壓差增加。注水速率降至0.244 mL/min，并伴隨不同生產井壓差的調節，低滲區域注采壓差加大，異步平衡產液量方式在脈沖注水基礎上進行了產液量平衡，在形成不穩定壓力場同時，調節各生產井注采壓差，大幅度改善低滲區域水驅開發效果。

圖7 異步平衡產液量方式下模擬井組生產壓差變化曲線Fig. 7 Variation of the production pressure difference of the simulated well group in the mode with asynchronously balanced liquid production rate

2.2 不同注采方式下產液情況分析

脈沖注水的方式模型瞬時產液量情況如圖8所示。0.367 mL/min水驅階段，由于高滲部位滲流阻力小，模型整體瞬時產液(產油)較大，且高滲部位吸水量大，水驅前緣在注入量為0.053 PV左右時達到P-1井，水驅優勢通道形成后，注入水則大部分沿水竄通道產出，瞬時產水量增加，注入水對低滲區域波及效率降低，模型整體瞬時產油量下降，各井采收率曲線(圖9)也表明，模型見水前各井采收率穩定增加，滲透率越高區域采收率越大，見水后，受水流優勢通道影響，各井采收率有所降低，尤其是滲透率最低的P-2井，其采收率增加幅度在模型見水后明顯低于其他兩口生產井。平面非均質油藏水驅開發時，在相同注采壓差下，高滲區域見水前低滲區域原油可被部分動用，高滲區域見水后，低滲區域由于滲流阻力大很難被注入水波及，造成低滲區域見水后開發效果差，模型整體采收率較低約為22.55%。0.244 mL/min水驅階段，注水速度降低后，瞬時產液和瞬時產水下降，瞬時產油量沒有明顯下降趨勢，原因是在降低注水速率后，低滲區域壓力響應較慢，其壓力高于高滲區域，在壓差作用下及彈性力驅動下，部分剩余油進入高滲區域被產出，表現為P-1井采收率保持穩定增加，最低滲透率的P-2井采收率也有所增加，中等滲透率的P-3井彈性力較弱，增加趨勢不如P-2井，不穩定注水后提高采收率約為6.32%。高低滲吸水量穩定后，高低滲區域壓力平衡，油水交滲作用減弱，模型瞬時產油量下降，瞬時產水量則在短暫的降低后又迅速增加，模型又進入高含水產油階段。脈沖注水方式可有效改善低滲區域注水開發效果，從而提高模型整體采收率，最終采收率約為28.87%。

圖8 脈沖注水方式下井組瞬時產液量Fig. 8 Instantaneous liquid production rate of the well group in the mode of pulse water injection

圖9 脈沖注水時各井采收率Fig. 9 Recovery factor of each well in the mode of pulse water injection

同步平衡產液量注采方式井組瞬時產液量及采收率如圖10、圖11所示。0.367 mL/min水驅階段，在各井設置了合適的注采壓差后，延緩了注入水沿高滲層的快速推進，注入水對低滲區域波及效率得到改善，模型整體瞬時產液相對穩定，水驅前緣未達到P-1井；采收率曲線表明各井采收率穩定增加，P-2井采收率曲線與P-3井接近，說明同步平衡產液量注采方式有效改善了低滲區域水驅開發效果，整體階段采收率較高約為25.47%。0.244 mL/min水驅階段，注水速度降低，高低滲區域之間產生油水交滲，低滲區域產生彈性力驅油，同時又由于設置了不同的注采壓差，低滲區域驅油效率及波及效率增加，模型瞬時產油量有明顯的上升，在注入量0.12 PV左右，水驅前緣到達P-1井，模型瞬時產水量增加，瞬時產油下降；采收率曲線可明顯看到低滲井P-2井及P-3井在降低注水速度后，采收率增加幅度大于高速率水驅階段，而高滲區域由于注水速度降低及水竄形成，采收率增加幅度相比高速水驅階段有所降低，整體階段采收率約為6.19%。在同步平衡產液量注采方式下，調整各區域注采壓差的同時進行不穩定注水，有效延緩注入水沿高滲區域突破，提高注入水對低滲區域的波及效率，并在利用低速水驅階段不穩定注水形成的驅油機理進一步對低滲區域原油進行挖潛，模型整體采收率較大約為31.66%。

圖10 同步平衡產液量時井組瞬時產液量情況Fig. 10 Instantaneous liquid production rate of the well group in the mode with synchronously balanced liquid production rate

圖11 同步平衡產液量時各井采收率Fig. 11 Recovery factor of each well in the mode with synchronously balanced liquid production rate

異步平衡產液量注采方式井組瞬時產液量及采收率如圖12、圖13所示。0.367 mL/min水驅階段，瞬時產液變化規律類似脈沖注水方式，0.055 PV左右時P-1井產水，瞬時產水量增加，瞬時產油量下降，采收率曲線也類似脈沖注水方式，見水前高滲區域采收率較大，各井采收率穩定增加，P-1井見水后，其采收率增加放緩，低滲區域采收率增加速度減小，階段整體采收率約為22.58%。0.244 mL/min水驅階段，不穩定注水同時調整各井注采壓差，平衡產液量，形成油水交滲作用及彈性力驅油的同時，提高注入水對低滲區域的波及量，低滲區域壓力增大，油水交滲及彈性力作用效果增強，低滲區域原油被大量采出，表現為模型整體瞬時產油量增加，瞬時產水量降低，采收率曲線可明顯看到低滲區域采收率增加幅度變大，階段提高總體采收率約為8.15%。在不穩定注水的同時提高低滲區域注采壓差可在增大低滲區域水驅油效率同時，提高注入水的波及效率，緩解高滲區域水竄情況，提高模型整體采收率，最終采收率約為30.73%。

圖12 異步平衡產液量方式下井組瞬時產液量曲線Fig. 12 Instantaneous liquid production rate of the well group in the mode with asynchronously balanced liquid production rate

圖13 異步平衡產液量時各井采收率Fig. 13 Recovery factor of each well in the mode with asynchronously balanced liquid production rate

2.3 不穩定注水方式下的采出程度分析

3種注采方式井組總體采收率如表5所示。

表5 3種注采方式采收率對比Table 5 Comparison of recovery factor between three injection/production modes

0.367 mL/min水驅階段，脈沖注水時，受滲流阻力影響，在相同注采壓差下，注入水對低滲區域的波及效率低，因而采收率較低，同時由于水驅前緣較快到達高滲區域生產井P-1井，進一步降低注入水對低滲區域的波及效率，模型整體采收率較差為22.55%；同步平衡產液量注采方式下，由于大幅度提高低滲區域的注采壓差，注入水對低滲區域波及效率得到改善，低滲區域采收率有所提高，同時延緩了注入水向高滲區域的推進速度，高滲區域波及效率也有所改善，采收率較高為25.47%，P-2井波及效率的增加對P-3井波及效率有所影響，P-3井采收率較低；異步平衡產液量注采方式下，由于階段注采方式類似于脈沖注水，注入水沿高滲井突破，低滲區域波及效率低，采收率低，模型整體采收率較差為22.58%。階段采收率差異表明，同步平衡產液量注采方式通過調整各井注采壓差，有效延緩注入水沿高滲區域突破，改善整體波及效率，提高平面非均質模型整體采收率。

0.244 mL/min水驅階段，低滲井P-2井采收率增加幅度較大，降低注水速度引起的不穩定壓力差及低滲區域彈性力釋放帶來低滲區域驅油效率的增加，同時緩解高滲區域的水竄情況，整體采收率增加為6.32%；同步平衡產液量注采方式，調整各井注采壓差后，不穩定注水時產生的不穩定壓差及低滲區域彈性力釋放不明顯，僅在降低注水速率后改善低滲區域水驅波及效率，而高滲區域由于注入水突破，模型整體采收率提升較低為6.19%；異步平衡產液量注采方式，低滲區域采收率增加程度遠大于高滲區域，表明降低注水速度并提高低滲區域注采壓差后，產生油水交滲作用及彈性力驅動作用更強，低滲部位驅油效率增加同時，波及效率也得到改善，低滲區域剩余油被進一步挖潛，特別是在高滲區域過早水竄后低滲區域波及效率明顯降低時，這種注采方式可強化對低滲區域的水驅采油，從而改善見水后模型整體開發效果，采收率增加值為8.15%。

3種注采方式下模型最終采收率分別為28.87%、31.66%和30.73%。單一不穩定注水利用注水量變化產生不穩定壓力差，形成高低滲區域油水交滲及低滲區域彈性力釋放提高低滲區域驅油效率，提高低滲區域原油動用程度，改善平面非均質油藏水驅開發效果；相比單一不穩定注水，其他兩種注采方式均在不穩定注水基礎上進行了優化，并明顯提高水驅采收率，但兩者適用情況有別，同步平衡產液量注采方式適用于水流優勢通道形成前的平面非均質油藏注水開發，旨在提高整體波及效率的同時，利用不穩定注水進一步改善低滲區域開發效果；異步平衡產液量注采方式在高滲區域見水后，通過不穩定注水及提高低滲區域注采壓差方式，強化對低滲區域的開發，對于注水開發后期的平面非均質油藏，可利用該注采方式動用開發效果較差的低滲區域，改善水驅開發效果。

3 結論

(1)不穩定注水可明顯提高低滲區域采收率，改善平面非均質低滲油藏水驅開發效果。

(2)同步平衡產液量注采方式通過調整注采壓差，改善平面非均質低滲油藏水驅波及效率，同時利用不穩定注水產生的驅油機理動用低滲區域剩余油，開發效果優于單一不穩定注水。

(3)異步平衡產液量注采方式，在平面非均質低滲油藏水驅優勢通道形成后，實施不穩定注水并調整各井注采壓差，大幅度提高低滲區域采收率，從而改善見水后井組水驅開發效果。

(4)平面非均質低滲油藏水驅開發早期可利用同步平衡產液量注采方式，油藏整體水驅波及效率較高，對于處于水驅開發后期高含水階段平面非均質低滲油藏，可采用異步平衡產液量注采方式，進一步挖潛低滲區域剩余油，改善水驅開發效果。