塔里木油田輪古井區(qū)注水替油參數(shù)優(yōu)化研究

馮其紅 ，宋玉龍，楊雅惠，胡登強，陳宇翔

1.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東 青島266555

2.中國石化華北分公司第一采氣廠，河南 鄭州450042

3.中國石油塔里木石油公司開發(fā)事業(yè)部輪南作業(yè)區(qū)，新疆 庫爾勒841000

引 言

塔里木油田輪古井區(qū)奧陶系碳酸鹽巖油藏屬于縫洞型復合油藏，油藏埋深普遍在5 000 m 以下，平均壓力系數(shù)1.108，對應油藏中部壓力在60 MPa左右，油藏溫度131°C左右[1]，地層水總礦化度為（17.5～26.3）×104mg/L，為CaCl2水型。其主要儲集空間以構(gòu)造變形產(chǎn)生的構(gòu)造裂縫與巖溶作用形成的孔、洞、縫為主，其中大型洞穴是最主要的儲集空間，基質(zhì)基本不具有儲滲能力，油藏非均質(zhì)性強，大部分儲集體為孤立儲集體，沒有統(tǒng)一的油水界面，導致開發(fā)難度大[2-4]。

塔里木油田輪古井區(qū)很多單井由于鉆遇封閉縫洞體，地層能量不足導致產(chǎn)量迅速遞減，采收率較低。注水替油技術可以大幅度恢復停噴或低效油井的產(chǎn)能，提高油藏采收率[5-6]。目前該技術的應用還處在探索階段，亟需相應的研究。其中，注水替油的注采參數(shù)是否合理對注水替油的開發(fā)效果至關重要。目前，塔里木油田輪古井區(qū)注水替油注采參數(shù)的確定主要依靠現(xiàn)場經(jīng)驗，主觀性較強，缺乏定量表征。

針對以上問題，本文在分析單井注水替油主要機理的基礎上，以塔里木輪古井區(qū)注水替油典型井的地質(zhì)、流體資料為基礎，建立單井注水替油的地質(zhì)模型，通過數(shù)值模擬的方法優(yōu)化注水時機、周期注水量、注水速度、燜井時間、開井工作制度等注采參數(shù)，并將注采參數(shù)無因次化或擬合公式，以消除注水前油井生產(chǎn)動態(tài)差異對優(yōu)化參數(shù)造成的影響，從而得到更具實用性的優(yōu)化參數(shù)。

1 單井注水替油機理分析

單井注水替油的主要機理為：當?shù)貙訌椥阅芰繙p弱而使油井供液不足時，對該單井注入高密度水后燜井。在燜井過程中，一方面利用縫洞型油藏儲滲空間以溶蝕孔洞和裂縫為主，油水滲流近似于管流，易在較短時間內(nèi)產(chǎn)生重力分異的原理，使油水不斷置換，抬升油水界面，增加原油采出量，提高采出程度；另一方面，注入水增加油藏地層壓力，實現(xiàn)對地層能量的補充，然后開井生產(chǎn)，在彈性能量或者機抽作用下采出地下原油，經(jīng)過多輪次的注水替油，進一步提高原油采出程度[7-8]。

2 單井注水替油地質(zhì)模型的建立

通過分析注水替油機理，并不斷總結(jié)塔里木油田輪古井區(qū)注水替油現(xiàn)場實施效果，選取該區(qū)塊中K7-1 井作為注水替油的典型井建立地質(zhì)模型[9]。

K7-1 井在5 199.80～5 210.00 m 井段出現(xiàn)放空，并漏失泥漿207.5 m3，表明鉆遇較大的溶洞。地質(zhì)模型的頂深為5 200 m，單井直接鉆遇縫洞體高部位，縫洞體的孔隙體積為57 142.18 m3（參考井K7-1 縫洞雕刻資料），縫洞體上部含油，體積為43 080.24 m3，下部為水體，水體體積為14 061.94 m3。地質(zhì)模型為一個封閉縫洞體，不與外界連通，其網(wǎng)格數(shù)目為7 086。模型的地質(zhì)與流體參數(shù)如表1 所示，參數(shù)選取參考K7-1 井的測井、試井資料和PVT 實驗數(shù)據(jù)。地質(zhì)模型中原始油水分布與地質(zhì)模型的俯視圖如圖1 所示。

表1 地質(zhì)模型的參數(shù)Tab.1 Parameters of the geological model

圖1 地質(zhì)模型Fig.1 Geological model

3 注水替油注采參數(shù)優(yōu)化研究

利用建立的地質(zhì)模型，采用單因素分析的方法，分別對單井注水替油的注水時機、周期注水量、注水速度、燜井時間、開井工作制度等注采參數(shù)展開數(shù)值模擬研究[10]，需要對部分研究參數(shù)進行無因次化，以消除油井注水前生產(chǎn)動態(tài)的差異對優(yōu)化參數(shù)造成的影響，最終得到塔里木油田輪古井區(qū)注水替油的最優(yōu)注采參數(shù)。

3.1 注水時機

注水替油實施的時機對注水替油提高采收率至關重要，以累產(chǎn)油為最終的評判指標，對不同注入時機下的注水替油效果進行數(shù)值模擬，結(jié)果見圖2。

方式1：油井停噴后先進行5 個周期的注水替油，然后進行機采，一直生產(chǎn)到地層壓力為30 MPa（廢棄壓力）。方式2：油井停噴后先轉(zhuǎn)機采，生產(chǎn)到地層壓力為30 MPa（廢棄壓力）后，然后進行5 個周期的注水替油。

通過比較兩種開發(fā)方式最終累產(chǎn)油的大小，方式2（停噴—機采—注水替油）的累產(chǎn)油要高于方式1（停噴—注水替油—機采），這可能是因為油井停噴后，如果直接進行5 個周期的注水替油，油水界面會大幅抬升，油井含水率會大幅上升，影響后續(xù)機采的開發(fā)效果，進而對原油的最終采收率造成不利影響。因此油井停噴后轉(zhuǎn)機采，機采不夠采之后進行注水替油為最有利的開采方案。

圖2 注水時機對注水替油效果的影響Fig.2 The influnce of injection timing on the effects of water huff and puff measures

3.2 周期注水量

周期注水量的大小主要取決于注水前地層虧空程度的大小。而地層虧空程度的大小與油井注水前的產(chǎn)液量密切相關。因此，為了消除注水前地層虧空程度不同對周期注水量造成的影響，定義以下兩個無因次參數(shù)

設計如下數(shù)值模擬方案：注水時的地層壓力取49 MPa，注入水密度取1 140 kg/m3，注水速度取200 m3/d，開井工作制度取90 t/d，燜井時間取25 d，周期數(shù)取5。無因次第一周期注水量依次取0.17，0.30，0.43，0.55，0.68 共5 個水平；無因次周期注水量依次取0.46，0.81，1.16，1.51，1.86 共5 個水平。

模擬結(jié)果如圖3、圖4 所示，5 個周期累產(chǎn)油量隨無因次第一周期注水量或無因次周期注水量的增大而增大，但增加的趨勢逐漸變緩，到一定水平之后累產(chǎn)油增加不明顯。這是因為周期注水量越大，地層能量恢復越充分，替換出的原油就越多，但是，當注水量達到一定程度，能夠替換的原油已經(jīng)全部被替換出來，累產(chǎn)油不再隨注水量的增加而增加。該區(qū)塊的最佳無因次第一周期注水量在0.43 左右，最佳無因次周期注水量在1.16 左右。

圖3 無因次第一周期注水量對注水替油效果的影響Fig.3 The influnce of dimensionless first cycle water injection rate on the effects of water huff and puff measures

圖4 無因次周期注水量對注水替油效果的影響Fig.4 The influnce of dimensionless cycle water injection rate on the effects of water huff and puff measures

3.3 注水速度

油井鉆遇儲層的吸水能力與產(chǎn)液能力密切相關，如果油井注水前日產(chǎn)液量越大，其日注水量往往也越大。因此，為了消除注水前油井產(chǎn)液能力的差異對注水速度造成的影響，定義以下無因次參數(shù)

設計數(shù)值模擬方案：注水時地層壓力取49 MPa，注入水密度取1 140 kg/m3，周期注水量取5 000 m3，開井工作制度取90 t/d，燜井時間取25 d，周期數(shù)取5。無因次注水速度取0.83，1.25，2.08，2.91，3.33 共5 個水平。為了研究需要，定義以下參數(shù)

模擬結(jié)果如表2 所示，5 個周期的累產(chǎn)油量隨無因次注水速度的增加略有下降，這是因為無因次注水速度越大，對原油的驅(qū)替作用越大，造成累產(chǎn)油的下降；平均周期生產(chǎn)水平隨無因次注水速度的增加而增加，到達18.06 t/d 之后不再變化。這是因為無因次注水速度對注水替油的影響主要體現(xiàn)在影響注水時間上，快速注入減少了注水時間，有利于提高生產(chǎn)時效，周期生產(chǎn)水平達到18.06 t/d 后不再增加，是因為累產(chǎn)油量的下降造成的。綜合考慮累產(chǎn)油量與生產(chǎn)時效，該區(qū)塊最優(yōu)的無因次注水速度在2.08 左右。

表2 無因次注水速度對注水替油效果的影響Tab.2 The influnce of dimensionless injection speed on the effects of water huff and puff measures

3.4 燜井時間

不同的周期注水量所需要燜井時間是不同的。因此當周期注水量為5 000 m3時，設計如下數(shù)值模擬方案：注水時的地層壓力取49 MPa，注入水密度取1 140 kg/m3，注水速度取200 m3/d，開井工作制度取90 t/d，周期數(shù)取1，燜井時間依次取2，8，15，22，28 d 共5 個水平。

周期注水量為5 000 m3時，不同燜井時間下油井開井生產(chǎn)后的初始含水率如表3 所示。從表3 中可以看出，在燜井15 d 之后，含水率不再變化，說明在15 d 之后油水已經(jīng)充分完成置換。周期注水量為5 000 m3時的最佳燜井時間為15 d。

表3 不同燜井時間下開井后的初始的含水率Tab.3 The initial water cut affer well opening after different soaking t_i_m_e_

應用類似的模擬方法，可以得到在不同周期注水量下的最佳燜井時間如表4 所示。從表4 中可以看出，周期注水量越大，所需的燜井時間越長，不同的周期注水量對應不同的最佳燜井時間。擬合公式為

式中：y—最佳燜井時間，d；

x—周期注水量，m3。

表4 不同周期注水量下的最佳燜井時間Tab.4 The best soaking time at different cycle water injection rates

3.5 開井工作制度

油井開井工作制度（日產(chǎn)液量）的大小與注水替油前油井日產(chǎn)液量有關，如果注水前油井日產(chǎn)液量較大，相應的注水后開井的日產(chǎn)液量也應較大。為了消除注水前油井產(chǎn)液能力不同對開井工作制度造成的影響，定義以下無因次參數(shù)

設計如下數(shù)值模擬方案：注水時的地層壓力取49 MPa，注入水密度取1 140 kg/m3，周期注采比為1.2，注水速度取200 m3/d，燜井時間取20 d，無因次采液速度依次取0.33，0.54，0.75，1.08，1.33。

模擬結(jié)果如圖5 所示，5 個周期的累產(chǎn)油量隨著無因次采液速度的增大先增大后降低，存在極值。這是因為在地層中水的流動能力比油的流動能力強，開井工作制度越大，井底水錐形成越快，錐進越快，雖然產(chǎn)液量增大，但是產(chǎn)油量卻下降，但是在一定生產(chǎn)時間內(nèi)，如果工作制度太小的話，并不能滿足日常生產(chǎn)的要求，總產(chǎn)量較小。從圖5中可以看出，該區(qū)塊的最優(yōu)無因次采液速度為0.75左右。

3.6 小結(jié)

通過對注入時機、周期注水量、注水速度、燜井時間、開井工作制度等注采參數(shù)的數(shù)值模擬研究，可以得到塔里木油田輪古井區(qū)注水替油的最優(yōu)注采參數(shù)如表5 所示。

圖5 無因次采液速度對注水替油效果的影響Fig.5 The influnce of dimensionless daily liquid production rate on the effects of water huff and puff measures

表5 塔里木油田輪古井區(qū)注水替油的最優(yōu)注采參數(shù)Tab.5 The best injection-production parameters for the water huff and puff measures in Lungu well area of Tarim Oilfield

4 礦場應用

優(yōu)選塔里木油田輪古井區(qū)的K9-1，F(xiàn)601-4 這兩口井進行注水替油現(xiàn)場試驗，應用研究的最優(yōu)注采參數(shù)對這兩口井進行參數(shù)優(yōu)化（如表6 所示）。截至2011-11-30，井K9-1 注水替油第一周期累增油1 916.34 t，月生產(chǎn)時率增加8.1%，平均日產(chǎn)油27.7 t，平均含水30.8%；井F601-4 第一周期累增油5 699.11 t，月生產(chǎn)時率增加2.8%，平均日產(chǎn)油109.6 t，平均含水1.5%。從兩口井的實施效果來看，注水替油達到了較好的增產(chǎn)效果，從而驗證了所研究最優(yōu)參數(shù)的準確性，證明該最優(yōu)參數(shù)對塔里木輪古井區(qū)注水替油的注采參數(shù)設計有一定指導意義。

表6 井K9-1 和F601-4 優(yōu)化參數(shù)Tab.6 The best injection-production parameters for Well K9-1 and Well F601-4

5 結(jié) 論

（1）注水替油技術可以大幅度恢復停噴或低效油井的產(chǎn)能，提高油藏采收率，是開發(fā)縫洞型油藏的有效新方法之一。

（2） 通過數(shù)值模擬研究，所得塔里木油田輪古井區(qū)注水替油注采參數(shù)優(yōu)化結(jié)果為：選擇“停噴—機采—注水替油”的開發(fā)方式，在機采不夠抽時進行注水替油；最優(yōu)無因次第一周期注水量在0.43 左右，最優(yōu)無因次周期注水量在1.16 左右；最優(yōu)無因次注水速度在2.08 左右；最優(yōu)燜井時間由式（1）得到；最優(yōu)無因次采液速度在0.75 左右。

（3）對注采參數(shù)無因次化可以消除油井注水前生產(chǎn)動態(tài)的差異對優(yōu)化參數(shù)造成的影響，使所得最優(yōu)參數(shù)具有更廣的應用價值，對其他類似技術參數(shù)優(yōu)化研究提供一定借鑒意義。

[1] 謝明政. 含硫稠油射流泵采油工藝[J]. 油氣田地面工程，2006，25（1）：20-21.

[2] 張希明.新疆塔河油田下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖縫洞型油氣藏特征[J].石油勘探與開發(fā)，2001，28（5）：17-22.Zhang Ximing. The characteristics of lower Ordovician fissure-vug carbonate oil and gas pools in Tahe Oil Field[J].Petroleum Exploration and Development，2001，28（5）：17-22.

[3] 陳志海，戴勇，郎兆新. 縫洞性碳酸鹽巖油藏儲滲模式及其開采特征[J]. 石油勘探與開發(fā)，2005，32（3）：101-105.Chen Zhihai，Dai Yong，Lang Zhaoxin.Storage percolation modes and production performance of the karst reservoirs in Tahe Oilfield[J]. Petroleum Exploration and Development，2005，32（3）：101-105.

[4] 康志江，李江龍，張冬麗，等. 塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏滲流特征[J]. 石油與天然氣地質(zhì)，2005，26（5）：634-640，673.Kang Zhijiang，Li Jianglong，Zhang Dongli，et al.Percolation characteristics of fractured vuggy carbonate reservoir in Tahe Oilfield[J].Oil&Gas Geology，2005，26（5）：634-640，673.

[5] 李海軍，張偉.塔河油田單井注水吞吐實踐與認識[M].北京：中國石化出版社，2005：15-70.

[6] 涂興萬.碳酸鹽巖縫洞型油藏單井注水替油開采的成功實踐[J].新疆石油地質(zhì)，2008，29（6）：735-736.Tu Xingwan. Successful practice for carbonate reservoir development by cyclic water injection process[J]. Xinjiang Petroleum Geology，2008，29（6）：735-736.

[7] 羅娟，陳小凡，涂興萬，等. 塔河縫洞型油藏單井注水替油機理研究[J]. 石油地質(zhì)與工程，2007，21（2）：52-54.

[8] 郭素華，趙海洋，鄧洪軍，等.縫洞型碳酸鹽巖油藏注水替油技術研究與應用[J]. 石油地質(zhì)與工程，2008，22（5）：118-120.

[9] 黃燦，李春蘭，黃世軍，等.三重介質(zhì)縫洞型油藏流動問題初探[J].特種油氣藏，2009，16（4）：63-66.Huang Can，Li Chunlan，Huang Shijun，et al. Approach to fluid flow in triple medium fracture-cavity reservoirs[J].Special Oil and Gas Reservoirs，2009，16（4）：63-66.

[10] 杜簫笙.縫洞型碳酸鹽巖油藏主體開發(fā)方式研究[D].北京：中國科學院，2009.