注采耦合技術提高構造-巖性油藏開發(fā)效果

徐 莎，樂 平，柳 敏，黃艷梅，林 波

(1.中國石化江蘇油田分公司，江蘇 揚州 225009；2.油氣藏地質與開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；3.中國石油大港油田分公司，天津 300280)

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注采耦合技術提高構造-巖性油藏開發(fā)效果

徐 莎1，樂 平2，柳 敏3，黃艷梅1，林 波1

(1.中國石化江蘇油田分公司，江蘇 揚州 225009；2.油氣藏地質與開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；3.中國石油大港油田分公司，天津 300280)

針對h159斷塊隔夾層薄、分注難度大的問題及低油價下注水井不宜過多的形勢，建議分上下2套層系開展耦合注水試驗，以提高油藏采收率和控制成本。運用數(shù)值模擬方法研究注采耦合技術政策界限，從注水方式、注水時機、注水周期及注采比等指標逐一甄選，得到最優(yōu)化的注采耦合方案。結果表明：注水周期為上注30 d，下采45 d(注水井注上套層系的同時對應油井采下套層系)后轉為下注30 d，上采45 d，注采比為1.0的方式最佳?？紤]措施時間對效益的影響，采取720 d的注采耦合之后恢復常規(guī)注采方式得到的利潤和經(jīng)濟可采儲量最大。注采耦合技術的成功運用表明該技術可在同類型油藏中得到更好推廣，從而提高水驅采收率。

構造-巖性油藏；注采耦合；周期注采比；數(shù)值模擬；h159斷塊

0 引 言

h159斷塊是受巖性影響的構造-巖性復合油藏，油層分布受巖性影響，儲層橫向分布變化大、連通性差，為中孔、低滲儲層。一套開發(fā)層系投產(chǎn)后，含水上升快，水驅波及系數(shù)僅為0.15[1-4]。在目前低油價形勢下無法通過增加注水井提高水驅波及體積，為此，開展注采耦合技術來提高油藏采收率和經(jīng)濟效益。

1 油田概況

在未注水情況下，油田穩(wěn)產(chǎn)0.5 a之后產(chǎn)量開始遞減，初期遞減率為15.2%，之后實施注水開發(fā)，0.5 a后產(chǎn)量下降，遞減率為6.0%。h159斷塊油井均為壓裂投產(chǎn)，初期單井平均日產(chǎn)油量為7.26 t/d，實施注水后，油井見效一般，目前平均單井日產(chǎn)油量僅為4.7 t/d，開采主要矛盾為：①注水井h159-1井高壓注不進，日注水量僅為11 m3/d，對應油井產(chǎn)液量都較低(單井日產(chǎn)液為6.9 m3/d左右)；②壓力偏低(壓力系數(shù)為0.5)，造成地層能量供應不足，水驅體積波及系數(shù)較低(僅為0.15)。

2 注采耦合技術政策界限研究

注采耦合技術是一種油水井交替注采模式，是周期注水方式的延伸，即在某個區(qū)塊內，對注水井某一層段進行注水時，將對應油井的層段封閉而生產(chǎn)其他層位，當注水達到一定程度后，該層段注水井停止注水(可轉注其他層位)，油井對應層段開啟生產(chǎn)。

依據(jù)測錄井資料、地震解釋成果和地質研究成果，用Petrel軟件建立了h159斷塊構造格架模型、儲層參數(shù)模型(包括孔隙度模型、滲透率模型、凈毛比模型)以及可以描述流體空間的靜態(tài)精細三維地質模型。將地質模型導入Eclipse數(shù)值模擬軟件，經(jīng)歷史擬合發(fā)現(xiàn)，h159斷塊邊水較弱，主要依靠注水井注水補充地層能量，而壓力下降比較快，油井產(chǎn)液量普遍偏低，剩余油主要分布在高部位及靠近斷層處未被水驅波及到的區(qū)域。依照目前h159斷塊開發(fā)情況，按照注采耦合方式擬定了數(shù)值模擬預測方案(圖1)，方案流程按照方式的選擇、注水時機、注水周期和注采比逐一甄選，最后得到最優(yōu)化的耦合注水方案。

圖1 h159斷塊數(shù)值模擬方案流程

2.1 耦合注水方式的選擇

注水方式大致分為對稱型和不對稱型2類，細分為3種耦合注采方式：上下層同時注水、關油井(周期為30 d)，短注長采和長注短采。在注采比為1.0，耦合時間為360 d的條件下，得到斷塊含水分別為5%、20%、40%、60%和80%時的累計增油量(表1)。由表1可知，短注長采方式得到的累計增油量明顯高于其他2種，其中，含水20%時，上注下采后交換的注水方式最佳。

表1 h159斷塊耦合注采方式和注水時機篩選結果

2.2 耦合注采周期的選擇

確定短注長采耦合注采方式后，應選擇最佳的注采周期。對比含水與采出程度曲線，斜率最小時采收率最大，開發(fā)效益也最佳。因此，選定4個周期，分別為注水井注上層5 d，油井采下層10 d后交換；注水井注上層15 d，油井采下層30 d后交換；注水井注上層30 d，油井采下層45 d后交換和注水井注上層45 d，油井采下層75 d后交換，預測時間為15 a(圖2)。由圖2可知，周期為注水井注上層30 d，油井采下層45 d后交換的方式得到的采收率最大，注采方式最好。

圖2 短注長采方式含水與采出程度關系

2.3 耦合注采比的優(yōu)選

根據(jù)目前生產(chǎn)的5口油井的生產(chǎn)情況，按照定液量生產(chǎn)，得到不同注采比下的注水井注水量。在斷塊含水20%時，選擇注水井注上層30 d，油井采下層45 d后交換的注水方式，分析不同注采比情況下含水與采出程度的關系(圖3)。由圖3可知，注采比為1.0時，曲線斜率最小，采收率最高。

圖3 不同注采比下含水與采出程度關系

通過注采耦合技術政策界限的研究發(fā)現(xiàn)，使用該技術能較好地保持地層能量，壓力系數(shù)恢復到0.7，使得注入水波及面積擴大，達到了提高水驅采收率的效果。

2.4 開發(fā)經(jīng)濟評價

對比衰竭開采和注采耦合方式的年產(chǎn)油量(表2)可知，采取注采耦合方式開采的累計增油量為1.27×104t，證明注采耦合技術提高產(chǎn)量的效果顯著。完成一次注采耦合技術的周期至少是90 d，對比15 a情況下持續(xù)耦合注采的方式開采和分別采取180、360、540、720、810 d的耦合注采后常規(guī)注采，其中采取180、360、540 d的耦合注采得到的含水上升速度較快，最終含水已超過95%，而采取810 d的耦合注采得到的年增油量從第5 a開始出現(xiàn)負值，原因是注水的時間比采油的時間長，導致注采不平衡。因此，考慮措施時間對效益的影響，采取720 d的耦合注采比較合理，之后恢復常規(guī)注采方式(表3)。由表3可知，雖然持續(xù)注采耦合方式得到的綜合含水最低，但是累計增油量卻只有耦合注采720 d的40%，從利潤總額方面考慮，耦合注采720 d得到的利潤最大。

表2 h159斷塊開發(fā)指標預測

表3 不同時間段注采耦合油田經(jīng)濟評價結果

3 結論與認識

(1) 通過地質建模和油藏數(shù)值模擬研究對生產(chǎn)情況進行歷史擬合，針對開發(fā)特點，編制一系列預測方案，優(yōu)選注采耦合的技術政策界限，當油田開發(fā)到含水為20%時，注采比為1.0，實施短注長采方式最優(yōu)，合理周期為上注30 d，下采45 d(注水井注上套層系的同時對應油井采下套層系)后交換下注30 d，上采45 d。從經(jīng)濟評價和累計增油量方面考慮，耦合注采720 d最佳，累計增油3.11×104t。

(2) 實施交替注采存在3個優(yōu)點：一是油井關閉后憋壓注水，可以提高水驅波及體積；二是憋壓注水后油層能量得以補充，開井生產(chǎn)時驅替壓差升高，進而提高驅油效率；三是實現(xiàn)地面油井、水井不關井，實際操作性強。

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編輯 劉 巍

20151225；改回日期：20160328

國家自然科學基金“考慮啟動條件和井筒壓降的底水油藏分支水平井水脊耦合模型”(51404201)

徐莎(1984-)，女，工程師，2006年畢業(yè)于長江大學石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)及規(guī)劃工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.03.026

TE357.6

A

1006-6535(2016)03-0110-03