河流相油田水平井周期注水研究與實踐
—— 以渤海N油田為例

張 博

(中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300459)

周期注水在陸地油田主要用于改善多層砂巖油藏層間矛盾、驅(qū)替縱向低滲透層的剩余油，在海上油田由于受制于平臺壽命和操作成本等影響而鮮有應用。該方法能夠以周期性改變注入量的方式提高注入水波及系數(shù)，已在大慶、吉林、河南等陸地油田的低滲透、雙重孔隙介質(zhì)儲層廣泛應用[1-4]。

渤海N油田為典型海上河流相中輕質(zhì)油田，部分砂體底水相對較為發(fā)育，具有平面非均質(zhì)性強的特點。隨著生產(chǎn)的進行，砂體內(nèi)水平井見水后含水率上升快，且主要為地層水，嚴重影響了水驅(qū)開發(fā)效果。同時，該油田注采井網(wǎng)受砂體展布限制，多為單向受益井組，內(nèi)部可調(diào)空間小，需通過應用周期注水技術(shù)來改善平面水驅(qū)程度，提高波及效率[5]。

本次研究以N油田含夾層儲層為例，采用數(shù)值模擬技術(shù)及正交優(yōu)化方法，開展強弱交替周期注水研究，探索出適用于該類儲層的周期注水新方法。

1 研究區(qū)概況

常規(guī)周期注水以其彈性力的宏觀、微觀作用及毛管力作用為主要增油機理，作用于以排狀密井網(wǎng)為主的低滲透、雙重孔隙介質(zhì)儲層[6]。而N油田為渤海典型的明化鎮(zhèn)組中輕質(zhì)油藏，儲層主要以淺水三角洲水下分流河道沉積為主，主力開發(fā)砂體多為正韻律儲層，隔夾層主要發(fā)育于儲層中上部。設(shè)計的2口水平注水井C18H、C19H位于物性較差的隔層上部，隔層下部為具有較強能量的底水，水平采油井C07H、C17H位于隔層末端。隔層上部注入水能夠沿隔層方向流至水平采油井，隔層下部地層水也能沿隔層方向推進至采油井井底。

對該井組開展周期注水試驗，由開采曲線可知：井組自投產(chǎn)初期就開始注水，采油井含水率逐漸上升(見圖1)。自2014年11月起，提高2口水平注水井的注入量，2口水平采油井產(chǎn)液量穩(wěn)定，產(chǎn)油量上升，含水率下降，但該井組含水率在降低一段時間后逐漸回升。結(jié)合水分析化驗結(jié)果可知油井所見水為注入水。此時，注入水已形成水躥。

2 強弱周期注水增油機理

結(jié)合研究區(qū)儲層特征及試采現(xiàn)狀，在數(shù)值模擬軟件中建立該砂體的機理模型(見圖2)。

針對該砂體注水開發(fā)現(xiàn)狀，設(shè)計3組注水方案。

方案A：常規(guī)注水，注采比1.0；

方案B：周期注水，注入階段注采比1.3，停注階段注采比0，交替周期6個月；

圖1 水平注采井組開采曲線

方案C：周期注水，增注階段注采比1.3，弱注階段注采比0.5，交替周期6個月。

圖2 研究區(qū)水平注采井組數(shù)值模擬理論模型圖

自油藏初始狀態(tài)開始，模擬生產(chǎn)3 a，對比不同方案的模擬結(jié)果，可知方案C日增油效果最佳，方案B次之，方案A效果最差(見圖3)。

方案A中，隔層下部儲量動用程度較高，上部較低(見圖4)。這是由于隔層下部底水能量較上部注入能量強，底水推進對于注入水起到了一定的抑制作用。隨著生產(chǎn)的進行，油井見大量地層水。同時，砂體受正韻律特征影響，隔層上部常規(guī)注水驅(qū)油效果不佳。

方案B中，隔層上部儲量動用程度較方案A有所提高(見圖5)。這是由于提高注入量能夠改善隔層上部物性較差區(qū)域的水驅(qū)動用程度，同時平衡隔層下部底水能量。進入停注階段后，隔層上部注入水對底水的抑制作用減弱，油井含水率迅速升高，出現(xiàn)與方案A相似的生產(chǎn)特征?？梢姡Ｒ?guī)周期注水在注入階段可適當抑制底水能量、提高隔層上部平面驅(qū)替效率，但停注時隔層下部易形成底水錐進。

圖3 不同方案日產(chǎn)油量與含水率曲線圖

圖4 方案A剩余油分布剖面圖

方案C日增油效果最佳，是由于在強注周期增加注水量能夠提高隔層上部儲量動用程度，且持續(xù)抑制隔層下部底水推進對采油井的影響；當進入弱注周期時，隔層上部低滲區(qū)壓力高于高滲區(qū)壓力，低滲區(qū)內(nèi)的剩余油在壓差驅(qū)動下，流至高滲通道內(nèi)，此時油水兩相處于自由吸滲狀態(tài)，毛管力驅(qū)替小孔隙中的原油，改善了水驅(qū)開發(fā)效果[7]。另一方面，高低滲透層間的含水飽和度差、滲透率差和潤濕性引起的表面張力差必然會引起自吸滲現(xiàn)象。低滲部位的剩余油從低含水飽和度區(qū)流向高含水飽和度區(qū)，而水則從高含水飽和度區(qū)流向低含水飽和度區(qū)，同樣有利于隔層上部整體儲量動用程度的提高[8]。同時，在強注階段被注入水抑制的底水也得到了釋放，隔層下部驅(qū)油效率得到提高。此時，提高注水量，進入第2個強注周期。采取如此周期性強注弱注反復進行的注入方式，相比方案A、B有明顯的增油降水效果(見圖6)。

圖5 方案B剩余油分布剖面圖

圖6 方案C剩余油分布剖面圖

因此以方案C為代表的周期性“提高 — 降低注采比”的注入方式，通過擾動、協(xié)調(diào)2種能量，既提高正韻律儲層隔層上部儲量的動用程度，又充分利用隔層下部底水進行驅(qū)油，即同時提高注入水的波及系數(shù)和底水的利用程度。該方法適用于含隔層的河流相非均質(zhì)儲層。

然而，在方案C的周期注水強注階段末期，注入水容易沿高滲通道水躥至油井，使日產(chǎn)油量下降，含水率上升；在弱注階段末期，隔層下部底水過度推進時，油井見大量地層水，含水率由下降逐漸轉(zhuǎn)為上升。該類問題有待通過注水參數(shù)的優(yōu)化進行改善。

3 強弱周期注水參數(shù)優(yōu)化

在生產(chǎn)動態(tài)歷史擬合的基礎(chǔ)上，根據(jù)該類砂體動靜態(tài)特征，結(jié)合正交優(yōu)化設(shè)計，引入“平衡、利用人工及天然能量周期注采”新方法。

在常規(guī)優(yōu)化方法中，通常以“注采比，注、停周期”的順序進行優(yōu)化。此類方法僅適用于試驗井網(wǎng)較密油田，只考慮平面注采問題，未考慮注、停交替和天然能量的利用[9-10]。

在本次研究中，引入強注注采比、弱注注采比及強弱交替周期綜合優(yōu)化的方法，即根據(jù)油田現(xiàn)場生產(chǎn)實際情況，設(shè)置各類參數(shù)(因素)的優(yōu)化范圍(水平)，以正交優(yōu)化方法為手段，設(shè)計正交優(yōu)化方案L16(42×21)，共計16套強弱交替周期注水方案(見表1)。

表1 正交優(yōu)化設(shè)計參數(shù)表

該優(yōu)化方法適用性及特點有：(1) 適用于井網(wǎng)稀、井控儲量大的油田，能夠綜合考慮平面與縱向儲層特征；(2) 人工、天然能量受強弱交替而達到平衡，均成為驅(qū)替正能量；(3) 能有效防止過度注入形成的水淹；(4) 正交優(yōu)化方案精簡，能提高研究效率。

通過數(shù)值模擬計算得到16套方案生產(chǎn)1 a后的開發(fā)指標，與常規(guī)注水方案(方案A)的增油效果進行對比(見圖7)。其中，方案14以增油量最多，為1.15×104m3，成為推薦方案。

4 礦場應用效果分析

將“強注注采比1.3，弱注注采比0.8，交替周期3個月”的周期注水推薦方案應用于N油田A砂體，生產(chǎn)曲線如圖8所示。

圖7 正交優(yōu)化方案累計增產(chǎn)油量及提高采收率結(jié)果圖

強注初期水平井日產(chǎn)油量逐漸增加，當生產(chǎn)一段時間后，日產(chǎn)油量又開始呈降低趨勢。這是由于增注階段注入水已經(jīng)沿高滲通道形成水躥，降低了產(chǎn)油量。當注采井組進入弱注階段初期，日產(chǎn)油量依舊呈降低趨勢，但降幅趨于平緩。弱注一段時間后，日產(chǎn)油量有所恢復，因為該階段底水的主要作用為“抑制隔層上部注入水形成的水竄”。其后注采井組再次進入“強注階段 — 弱注階段”的周期循環(huán)。

從2016年6月起，對C18H、C19H井進行強弱交替周期注水。截至2017年2月，該井組降水增油效果明顯。井組平均日增油51 m3，含水率下降9%，有效期超過7個月，累計增油0.39×104m3(見圖7、表2)。

生產(chǎn)數(shù)據(jù)顯示：對于隔層下部含強能量底水且在隔層上部進行注水開發(fā)的水平井注采井組，強弱交替周期注水具有較明顯的降水增油效果。

表2 周期注水增油效果表

5 結(jié) 語

(1) 結(jié)合理論研究與數(shù)值模擬方法，對強弱交替周期注水在河流相含隔層儲層增油降水的主要機理開展研究。研究表明，該方法在強注階段通過增加注水量，提高隔層上部水驅(qū)波及效率，并抑制隔層下部底水推進；在弱注階段，利用隔層上部毛管力及隔層下部底水能量的釋放，達到提高儲層最終采收率的目的。強弱交替周期注水能夠擾動、協(xié)調(diào)注水能量與天然能量，為該類儲層增油降水提供新的理論依據(jù)與技術(shù)支持。

(2) 根據(jù)渤海N油田A砂體動靜態(tài)特征，結(jié)合正交優(yōu)化設(shè)計方法，引入強弱交替周期注水優(yōu)化新方法，優(yōu)化出適用于該砂體的強弱交替周期注水方案為：強注注采比1.3，弱注注采比1.0，交替周期為3個月。

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