区块合理注水政策的研究

区块合理注水政策的研究

姜丽丽

第十采油厂地质研究所动态室

摘要：在某区块循环注水先导试验的基础上，将循环注水理论公式与实验经验分析相结合，以a井区和B井区为试验区，开展循环注水数值模拟研究，优化循环注水方式、周期和强度，并得出一些可行的结论，为该区块继续进行循环注水提供参考。

关键词：超低渗透；定期注水；数值模拟

1、提出问题

该区块平均孔隙度为11.7%，平均渗透率为1.19×10-3μM2，属于特低渗致密储层。注水开发采用线性井网五点法。随着开发时间的延长，裂缝发育井区主要地层的裂缝水突破和基质效应较差，层间和平面矛盾突出，产量递减和含水上升较快。为了减缓区块的产量递减速度，减少无效和低效注水，进行了定期注水试验，取得了良好的增油控水效果。在纵向上，该区块油层层间差异较大，层内非均质性严重，井网布局是决定井网的关键，因此需要对周期注水方法进行相应的研究和优化。

2开发过程中的问题

该区块存在储层物性差、井区注水效率低、裂缝发育井区单层注水等问题。

一是水驱控制程度较高：区块砂岩水驱控制程度为80.6%，有效水驱控制程度为79.2%，其中双向砂岩水驱控制程度为47.2%，有效水驱控制程度为46.5%。

二是层间平面矛盾突出：试验区处于裂缝发育的井区，主力层裂缝、水淹，层间平面矛盾突出；高含水井的比例占试验区井的34.3%。

三是剩余油分布特征：在层间上，剩余油主要分布在Ⅰ类储层的15、16、20层，占75.3%。平面上，剩余油主要集中在高渗透通道两侧和砂体变质部位。

四是地层压力分布不均匀：区块地层压力为10.08mpa，总压差为-6.26mpa，地面饱和压差为+5.36mpa，地层压力分布不均匀，有利于周期注水技术的实施。

三周期注水参数优化研究实践

针对不同含水层，采用不同的周期注水方法进行了周期注水现场试验。试验表明，在保持地层压力的前提下，与常规注水相比，周期注水可以提高波及体积和注入水的最终采收率。

3.1合理优化周期注水方式和参数

3.1.1应用理论公式和经验分析方法，合理优化周期注水方案

周期注水的最佳工作频率ωP或半周期T的长度由以下公式确定。

式中：K为储层岩石的渗透率；φ是储层岩石的孔隙度；C为储层岩石的压缩系数；L是注水管线到生产线的距离；μ是流体粘度；T为注水半周期，按97天计算。循环注水最佳工作周期与地层渗透率及注采井间距的关系。地层弹性越差或渗透率越高，频率应越高，即循环时间越短；随着位移前沿的推进（随着L的增加），频率应降低，即循环时间越长。

3.1.2优化合理的间注方式

单井段注水：结合单砂体水驱效应类型，在水驱效应强的区间进行段注水；单井全井间注水：垂直上层吸水差小，多层强水驱井进行井间注水。对于多井注入模式，根据含水量和地层压力恢复水平选择多井注入模式：

一是综合含水井区≤ 当地层压力恢复水平低于50%时，不形成线性水线，采用分散互注；二是综合含水20%-40%、地层压力恢复水平50%-75%的井区不形成线性水线，以井间注入为主，行间注入为辅；三是综合含水井区≥ 40%和75%以上的地层压力恢复水平形成线性水线，主要采用排间注入，辅以井间注入。

3.1.3优化合理间隔注入期

根据多年来注水井周围连接的目标井含水率和井区突破系数的统计结果，确定合理停输期为30-120天。

3.1.4优化合理的年注水量和注水强度

根据多年来注水井周围油井的地层压力恢复水平，确定合理的年注水量为正常年注水量的75%左右。在通过先导试验实施的周期注水井中，利用B型水驱曲线预测了不同注水强度周围连接油井的采收率。预测当周期注水强度为连续注水强度的1.5倍时，采收率最高。

3.2应用数值模拟进一步优化周期注水参数

为了进一步提高循环注水效果，以a一级井区为试验区，采用数值模拟方法进行了全井循环注水研究。

3.2.1优化合理的互注入模式

采用数值模拟方法，对a井区裂缝较发育、含水上升较快的15口井进行了全井循环注水研究，确定了井间注水方式、注水方式、注水时间、注水时间等参数，优化了注水周期和注水强度，为在裂缝发育的井区实施周期注水提供了方向性依据。

分别利用3月份的行间轮换和3月份的整体行间注入预测了10年后的开发水平。根据采收率和含水率关系曲线，比较了整体行间注入和行间旋转。整体行间注入比行间旋转高0.45个百分点。目前，含水阶段适用于整体定期注水。

3.2.2优化合理的间注周期

在整体互注模式下，分别使用注入3停止3、注入2停止4、注入2停止2、注入4停止2和注入6停止6的互注循环预测10年的采收率。根据采收率和含水率关系曲线，五种方案的对比表明，注3停3的采收率比其他方案高0.4个百分点以上。因此，对称周期注入3停止3的效果最好。

3.2.3优化合理的注采强度

在对称注水、三停和三停的间歇注水循环下，循环注水强度分别为原始注水强度的1.5倍、2.0倍和3.0倍，并预测了10年后的采收率。对比四种方案，维持现状注水强度并将年注水量减半的方案采收率比其余方案高出0.3个百分点以上，维持现状注水强度的开发效果最好。

3.3参数组合模拟采用“正交试验法”

应用数值模拟方法研究了裂缝相对发育、层间效应差异较大的B井区6个井组的周期注水参数优化问题。采用正交试验法对参数进行组合，确定最优方案。预测10年开发水平，根据采收率和含水率关系曲线，比较不同方案下的采收率，以确定合理的周期注水技术参数。

对互注方式、互注周期和注水强度三个参数因子进行了12种组合模拟，预测了10年的应用效果，以优化最优方案。正交设计原则：每列中不同数字的个数相等；在任何两列中，当同一行中的两个数字被视为序数对时，每对的出现次数相等。

根据正交表设计原理，设计了3因素4水平的12个组合方案。如果采用综合测试，则需要48（3）个测试×4×4）。其次，这给数据流的编译和计算带来了麻烦，而“正交法”是研究和处理多因素实验的科学有效方法。不可能像综合实验那样逐个分析各种因素的影响和相互作用，但可以在实验范围内均匀分布，通过实验可以找到最优水平组合，比以往的方案设计更具典型性和代表性，能够反映全局。

通过数值模拟预测了12种正交组合方案的效果。通过绘制采收率与含水率的关系曲线，方案a1b1c1和a2b2c3的采收率较高，但a2b2c3的注水量是a1b1c1的两倍。注水强度越大，含水上升速度越快。考虑到现场实施和注水效率，确定了a1b1c1的最优设计方案。

4结论

周期注水是低渗透裂缝性油藏稳油控水的有效方法。注水工作制度应随着开发阶段的变化而调整。通过数值模拟对周期注水参数进行优化，使开发参数适应地质条件，通过优化组合设计可以获得理想的开发效果。

通过应用“正交试验法”，与综合试验相比，试验次数减少了四分之三，提高了试验效率，获得了最优水平组合。

参考文献：

［1］闻国峰，任宝生，倪天禄，史明义，申海华，肖印泉.应用数值模拟技术研究周期注水.石油勘探与开发.2000.

［2］陈颖，彭倩，王金钊，陈永志.周期注水改善油田注水开发效果研究.西部探矿工程.2012.