動態(tài)注采耦合開發(fā)特征與適用性及技術政策界限

王 瑞

（中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257015）

復雜斷塊油藏是勝利油田主要油藏類別，斷塊類型多樣，地質特征復雜，通常以水驅方式進行開發(fā)。隨著開發(fā)時間的推移，越來越多的復雜斷塊油藏進入了高含水甚至特高含水開發(fā)階段，普遍呈現出宏觀上不注水沒能量、注水后水淹快的開發(fā)狀況，微觀上分布散亂潛力大、邊角富集難動用的剩余油分布特征［1-3］。勝利油田在結合周期注水、間歇注水和不穩(wěn)定注水等方法的理論認識和開發(fā)實踐的基礎上，創(chuàng)新性地提出了注采耦合技術［4-6］。這是一種以分層注采工藝技術為基礎，通過交替注采方式及工作周期耦合，來補充地層能量、提高水驅波及程度、驅替難動用剩余油的一種提高水驅采收率的技術。

勝利油田和江蘇油田的復雜斷塊油藏開發(fā)實踐證實，注采耦合技術在無新增鉆井和不采取化學驅及混相驅等其他提高采收率技術的情況下，可使常規(guī)注水難以動用的剩余油得到有效驅替，能夠實現復雜斷塊油藏的便捷高效和經濟開發(fā)，具有很好的技術適用性和廣闊的技術應用前景［7-10］。孫志剛等分別通過物理模擬實驗［11-13］、油藏數值模擬［14］、力學機制分析和滲流力學原理［15］等，研究了注采耦合技術的提高采收率機理。鄒桂麗等主要借助數值模擬方法，研究了注采耦合的技術政策界限和參數優(yōu)化方法［16-19］。王建等以勝利油田實際注采耦合試驗單元為例，介紹了注采耦合先導試驗的開發(fā)效果［7，20］。注采耦合技術方興未艾，隨著復雜斷塊油藏注采耦合技術開發(fā)實例的增多，近年來，由斷塊油藏類型差異所導致的開發(fā)問題、開發(fā)措施、開發(fā)特征及開發(fā)效果等方面的差異逐漸凸顯。然而，注采耦合技術的現有研究成果總體上處于初級籠統(tǒng)研究階段，缺乏系統(tǒng)的分類梳理和理論指導。

勝利油田復雜斷塊油藏類型眾多，注采耦合技術經過近些年的理論研究和開發(fā)實踐，已經積累了大量的開發(fā)實例和經驗成果，具備了系統(tǒng)梳理注采耦合技術分類和技術指導的理論基礎。動態(tài)注采耦合是注采耦合技術中的一種主要類型，其定義及機理、開發(fā)特征與適用性、技術政策界限既有別于常規(guī)注水開發(fā)，又不同于其他注采耦合類型，有必要針對性地進行系統(tǒng)梳理和系統(tǒng)研究。因此，在明確動態(tài)注采耦合定義及提高采收率機理的基礎上，以勝利油田典型動態(tài)注采耦合單元為例，系統(tǒng)分析復雜斷塊油藏動態(tài)注采耦合的開發(fā)特征與開發(fā)適用性。通過油藏數值模擬技術，確認動態(tài)注采耦合高效開發(fā)的主控因素，研究主控因素的開發(fā)技術政策界限，形成中高滲透復雜斷塊油藏動態(tài)注采耦合技術的注采主控因素組合，以期為同類油藏應用動態(tài)注采耦合技術高效開發(fā)提供參考和依據。

1 動態(tài)注采耦合定義及提高采收率機理

1.1 定義

注采耦合是指通過井下開關裝置或層系組合，在井間或層間實施協同注采，提高油藏最終采收率的一種注水開發(fā)技術。依據斷塊特征、井網部署及注水開發(fā)模式等方面的差異，復雜斷塊油藏注采耦合技術可以劃分為動態(tài)注采耦合、井網注采耦合和層系注采耦合3種類型。

動態(tài)注采耦合是復雜斷塊油藏注采耦合技術中最簡單、最常見的一種技術類型，一般作用于注采井對間，通過動態(tài)措施調整來實現。因此，動態(tài)注采耦合的定義可以闡述為：通過井下開關裝置，輪換控制注采井開關，在注采井對間實施協同注采，提高油藏最終采收率的一種注水開發(fā)技術。相較于常規(guī)注水的同步注采對應關系，動態(tài)注采耦合單輪注采對應關系通常包括只注不采和只采不注2個階段。

1.2 提高采收率機理

動態(tài)注采耦合通過輪換控制注采井開關，實現地層能量儲放，重構流場流線分布，逐步達到能場協同。依據前人研究成果［4-7］，動態(tài)注采耦合的作用機理可以概述為：只注不采階段，依托封閉斷層對注入水的遮擋積聚作用，使油層迅速憋壓；只采不注階段，先前憋壓存儲的能量開始釋放，使油層降壓驅油。當注水和采油達到注采耦合的轉換條件后，通過不斷憋壓儲能和降壓釋能，使斷塊內的流場分布不斷發(fā)生改變，從而使常規(guī)注水難以動用的邊角部剩余油得到驅替。

分析動態(tài)注采耦合流場變化（圖1）可以看出：常規(guī)注采時，注采流場隨著開發(fā)時間的延長逐漸固化，表現出井間主流線突出的特征，平面非均勻驅替程度加劇，在注水波及不到的區(qū)域形成死油區(qū)。動態(tài)注采耦合時首先通過只注不采，形成單一的注水流場，打破常規(guī)注采時形成的固化流場，使得主流線特征不再突出。尤其是注采井間的主流線特征不再明顯，采油井附近平面趨于均勻驅替，明顯擴大了注水波及范圍，使原來注水波及不到的區(qū)域得以驅替。然后通過只采不注，形成單一的產液流場，顛覆單一的注水流場，在采油井附近平面形成近似徑向泄油，基本不存在死油區(qū)，從而提高了斷塊油藏剩余油的驅替效果。

圖1 常規(guī)注采與動態(tài)注采耦合流場變化示意Fig.1 Flow fields of conventional injection-production and dynamic injection-production coupling

2 動態(tài)注采耦合開發(fā)特征與開發(fā)適用性

以勝利油田已經成功實施動態(tài)注采耦合的典型單元X11 井組為例，系統(tǒng)分析復雜斷塊油藏動態(tài)注采耦合的開發(fā)特征及開發(fā)適用性，為深化動態(tài)注采耦合提高采收率機理認識，指導動態(tài)注采耦合開發(fā)方案合理設計奠定基礎。

2.1 開發(fā)特征

動態(tài)注采耦合在開發(fā)措施方案、開發(fā)動態(tài)特征及最終開發(fā)效果等方面，有其自身特征，相較于其他注采耦合類型，動態(tài)注采耦合的各項開發(fā)特征更清晰、更明確。因此，以X11井組為例進行系統(tǒng)梳理和全面分析。

X11井組于2011年5月起開展動態(tài)注采耦合試驗，X11XN80 井注水，X11C17 井采油。由X11 井組動態(tài)注采耦合時間（圖2）可以看出：試驗期間共進行了9 個輪次的動態(tài)注采耦合開采，前6 輪次采取先短注后長采的方式，即注水井連續(xù)注水完成后關井，采油井再開井采油。該方式下，注水時間通常為15～30 d，采油時間通常為90～180 d，采油時間遠大于注水時間，1 輪完整的注采耦合周期約為6 個月。后3 輪次采取開采后間歇注入的方式，即注水井連續(xù)注水一段時間后，采油井開井采油，采油期間注水井會間歇開井注水。該方式下，注水過程貫穿整個注采耦合周期，每次間歇注水時間通常為幾天至半個月，但呈現出隨著注采耦合輪次增加，注水時間增加的現象，1 輪完整的注采耦合周期約為20個月。

圖2 X11井組動態(tài)注采耦合時間Fig.2 Dynamic injection-production coupling time of Well Group X11

由X11 井組開發(fā)動態(tài)曲線（圖3）可以看出：先短注后長采時，注水井的月注水量在短時間內變化劇烈，導致產油量呈現波浪狀起伏，產水量、產液量及含水率呈現出臺階狀變化，且隨著輪次的增加呈現上升趨勢。開采后間歇注入時，注水井的注水時間較長，采油井各項動態(tài)指標變化相對較緩，但產油量呈現緩慢下降的趨勢，產水量、產液量和含水率呈現明顯增大的趨勢。

圖3 X11井組開發(fā)動態(tài)曲線Fig.3 Development performance curves of Well Group X11

分析X11C17 井注采耦合各輪次增油量（圖4）可知：前6輪次采取先短注后長采方式時，累積用時35 個月，累積增油量為4 817 t，占總累積增油量的47.6%，平均月貢獻率為1.36%，各輪次月平均增油量為137.6 t/月。后3輪次采取開采后間歇注入方式時，累積用時53 個月，累積增油量為5 303 t，占總累積增油量的52.4%，平均月貢獻率為0.99%，各輪次月平均增油量為100.1 t/月。X11 井組實施動態(tài)注采耦合期間，實現累積增油量為10 120 t。結果表明，采取先短注后長采方式時，除第1輪次增油速度較慢外，此后各輪次增油速度受注采耦合輪次次數的影響較小，因此，該方式適合多輪次開發(fā)。采取開采后間歇注入方式時，注采耦合輪次增加會導致增油能力降低，因此，該方式不太適合采用多輪次開發(fā)，建議措施輪次數以1～2次為宜。

圖4 X11C17井注采耦合各輪次增油量Fig.4 Oil increment of Well X11C17 per round of injection-production coupling

2.2 開發(fā)適用性評價

X11 井組所在斷塊油藏為發(fā)育3 條斷層的封閉三角形斷塊，含油面積小，約為0.03 km2，原油地質儲量約為6.2×104t。油藏埋深為2 100～2 200 m，平均孔隙度為28%，平均滲透率為860 mD，非均質變異系數為0.59。油藏原始地層溫度為85 ℃，原始地層壓力為20.1 MPa。

斷塊內僅有1個注采單元X11井組，井組內含1個注采井對，井距為150 m（圖5）。X11XN80 井于2009 年6 月投產，開發(fā)初期為采油井。因產量下降快，2011 年4 月下旬關井，2011 年5 月轉為注水井。X11C17 井為采油井，2008 年1 月投產，生產比較穩(wěn)定，綜合含水率極低，為后期實施動態(tài)注采耦合于2011 年4 月關井。實施動態(tài)注采耦合措施前，X11XN80 井和X11C17 井的累積產油量約為0.52×104t，僅占原油地質儲量的8.4%，具有較大的開發(fā)潛力和產量提升空間。

圖5 動態(tài)注采耦合單元平面分布Fig.5 Plane distributions of dynamic injectionproduction coupling units

依據X11井組的油藏特征分析動態(tài)注采耦合適用性，主要包括4 個方面：①X11 井組所在斷塊含油面積小，注采井距小。此類復雜小斷塊油藏無法形成大面積的井網系統(tǒng)，只能以注采井組或注采井對的方式進行開發(fā)。在眾多提高采收率技術手段中，動態(tài)注采耦合是較為理想的一種方法。同時，含油面積小會導致注采井距小，這將有助于動態(tài)注采耦合重構流場流線分布，快速實現能場協同，提高驅油效率。②X11 井組所在斷塊發(fā)育3 條斷層，為全封閉三角形斷塊。根據動態(tài)注采耦合提高采收率的作用機理可知，動態(tài)注采耦合在開發(fā)過程中所起的主要作用是改善地層能量儲放。因此，對于復雜斷塊油藏，斷層的發(fā)育程度尤其是斷塊的封閉程度，將直接影響動態(tài)注采耦合改善地層能量儲放的效果。全封閉斷塊有助于動態(tài)注采耦合期間地層能量的有效積聚和充分釋放，從而確保潛力區(qū)剩余油得到充分挖潛。非封閉斷塊，動態(tài)注采耦合期間地層能量會外泄損失，原油驅替效率將大打折扣。③X11 井組所在斷塊儲層平均滲透率高，非均質變異系數較大。儲層平均滲透率高有助于提高驅替效率，是實施動態(tài)注采耦合技術的有利條件。非均質變異系數越大，層間或層內矛盾越突出，可能形成竄流通道，不利于動態(tài)注采耦合重構流場流線分布，是實施動態(tài)注采耦合技術的不利條件。儲層平均滲透率和非均質變異系數對動態(tài)注采耦合的開發(fā)效果是相互影響和制約的。④X11井組所在斷塊屬于常溫常壓系統(tǒng)。溫壓系統(tǒng)通常不會影響動態(tài)注采耦合的開發(fā)效果，但是常溫常壓系統(tǒng)有助于動態(tài)注采耦合正常實施，異常溫壓系統(tǒng)在開發(fā)過程中需要考慮的施工及安全因素更多，是實施動態(tài)注采耦合的不利條件。

綜上所述，全封閉斷塊是實施動態(tài)注采耦合技術的先決條件，含油面積小、注采井距小和儲層平均滲透率高是實施動態(tài)注采耦合技術的有利條件。非均質變異系數大、異常溫壓系統(tǒng)是實施動態(tài)注采耦合技術的不利條件。

通過X11井組注采耦合前的開發(fā)特征分析動態(tài)注采耦合的適用性，主要包括3個方面：①實施動態(tài)注采耦合措施前，X11 井組內僅有2 口采油井。在無注水井補充地層能量的情況下，外部缺少邊底水提供能量補給，內部地層能量釋壓不足，導致X11井組所在斷塊無法滿足2 口井同時開采的需要。因此，缺少能量補給是實施動態(tài)注采耦合技術的主要原因之一。②實施動態(tài)注采耦合措施前，X11XN80井為采油井，衰竭開采半年后，地層能量不足，產量開始快速下降。該井開發(fā)周期短，開發(fā)效果差，提高采收率的潛力不大。因此，采油井開發(fā)效果差，是實施動態(tài)注采耦合技術的主要原因之一。③X11XN80 井轉為注水井后，一方面可以補充地層能量，另一方面可以節(jié)約新鉆注水井的成本，有助于提高X11 井組整體的經濟效益。因此，含有注水井是實施動態(tài)注采耦合技術的必要條件，缺少能量補給和采油井開發(fā)效果差是實施動態(tài)注采耦合技術的主要原因。

3 動態(tài)注采耦合技術政策界限

3.1 主控因素分析與評價

依據動態(tài)注采耦合的開發(fā)特征，選取介入時機（含水率）、周期注入量、注水速度和采液速度作為敏感性參數進行分析和評價，明確動態(tài)注采耦合設計的關鍵參數。依據X11井組實際油藏地質及開發(fā)動態(tài)參數，建立油藏數值模擬模型，設計主控因素評價模擬方案。其中，介入時機取值為：含水率分別為＜20%，40%，80%，90%和98%；周期注入量取值分別為2 500，5 000，10 000，20 000 和40 000 m3；注水速度分別為20，40，80，160 和320 m3/d；采液速度分別為5，10，20，40 和80 m3/d。當某項因素進行不同參數模擬時，其他因素的參數取默認值，介入時機（含水率）、周期注入量、注水速度和采液速度的默認值分別為＜20%，0.5×104m3，80 m3/d和20 m3/d。

不同介入時機下的模擬結果（圖6）表明：隨著介入時機的增大，階段換油率和階段產油量均顯著降低，注水時間幾乎不變。當含水率小于90%時，采液時間受介入時機影響很??；當含水率為98%時，采液時間明顯減小。因此，介入時機對動態(tài)注采耦合開發(fā)效果影響較大，且介入時機越早，周期開發(fā)效果越好。

圖6 不同介入時機方案模擬結果Fig.6 Simulation results at different intervention timings

不同周期注入量下模擬結果（圖7）表明：隨著周期注入量的增大，階段換油率降低，階段產油量增大，兩者變化曲線存在一個交點，該交點對應的周期注入量約為4 000 m3。注水時間和采液時間均受周期注入量影響，且隨著周期注入量的增大，注水時間和采液時間均逐漸增大。因此，周期注入量對動態(tài)注采耦合開發(fā)效果影響較大，對特定油藏而言均存在一個最佳設計值。

圖7 不同周期注入量方案模擬結果Fig.7 Simulation results at different periodic injection volumes

不同注水速度下的模擬結果（圖8）表明：隨著注水速度增大，階段換油率和階段產油量都略有降低。注水時間和采液時間均受注水速度的影響，隨著注水速度增大，注水時間顯著降低，采液時間略有降低。因此，注水速度不是開發(fā)敏感因素，但較低的注水速度開發(fā)效果稍好，這主要是毛管力作用的結果。

圖8 不同注水速度方案模擬結果Fig.8 Simulation results at different water injection rates

由不同采液速度下的模擬結果（圖9）可以看出：隨著采液速度增大，階段換油率幾乎不變，階段產油量略有變化；注水時間幾乎不受采液速度的影響，采液時間隨著采液速度的增大顯著下降。說明采液速度不是開發(fā)敏感因素，但較高的采液速度開發(fā)效果稍好，這主要是單井近井流場均衡作用的結果。

圖9 不同采液速度方案模擬結果Fig.9 Simulation results at different fluid production rates

3.2 開發(fā)技術政策界限

依據動態(tài)注采耦合主控因素分析與評價結果，設計動態(tài)注采耦合的介入時機、注水井注水制度、采油井的生產制度，明確動態(tài)注采耦合設計的技術政策界限。采用多因素分析法，研究多輪次動態(tài)注采耦合不同介入時機下，周期注入量擴大系數、注水速度和采液速度的技術政策界限。以周期注入量為2 500 m3為基準，設計周期注入量擴大系數為1.0，1.1，1.2 和1.3，其他參數取值不變，對4 個輪次注采耦合周期的開發(fā)效果進行評價。

不同介入時機下不同周期注入量擴大系數的模擬結果（圖10）表明：介入時機對開發(fā)效果影響主要體現在產量方面，對動態(tài)注采耦合周期輪次影響較小。介入時機越早，第1 輪動態(tài)注采耦合的開發(fā)效果越好，階段產油量和階段換油率顯著高于后面3輪次開發(fā)，但后面3輪次開發(fā)效果差異不大。周期注入量擴大系數對開發(fā)效果的影響較小，但與注采耦合周期輪次有關，逐輪次適當增大周期注入量擴大系數，有助于提高后面輪次動態(tài)注采耦合的階段產油量。

圖10 不同介入時機下周期注入量擴大系數與階段產油量和階段換油率的關系Fig.10 Relationships of expansion coefficient of periodic injection volume with oil production and oil replacement ratio per stage under different intervention timings

分析不同介入時機下周期注入量擴大系數與累積產油量和累積換油率的關系（圖11）可知：當介入時機確定時，隨著周期注入量擴大系數增大，累積產油量增大，累積換油率減小。兩者變化曲線存在一個交點，代表累積產油量與累積換油率存在最優(yōu)平衡關系，可作為目標油藏優(yōu)化周期注入量擴大系數的設計依據。介入時機對交點位置有一定影響，當含水率為小于20%和40%時，交點對應的周期注入量擴大系數約為1.1；當含水率為90%時，交點對應的周期注入量擴大系數約為1.2。由此可見，介入時機越早，則周期注入量擴大系數越小，且周期注入量擴大系數普遍大于1.0。當X11 井組的周期注入量基準為2 500 m3時，周期注入量擴大系數取1.1～1.2。

圖11 不同介入時機下周期注入量擴大系數與累積產油量和累積換油率的關系Fig.11 Relationships of expansion coefficient of periodic injection volume with cumulative oil production and cumulative oil replacement ratio under different intervention timings

不同介入時機下不同注水速度的模擬結果（圖12）表明：介入時機對開發(fā)效果的影響主要體現在產量方面，對注采耦合周期輪次影響很小。介入時機越早，第1輪次動態(tài)注采耦合的開發(fā)效果越好，階段產油量和階段換油率要顯著高于后面3 輪次開發(fā)，但后面3 輪次開發(fā)效果差異不大。說明注水速度對開發(fā)效果影響較小，且受注采耦合周期輪次影響較小，適當控制注水速度，有助于提高動態(tài)注采耦合各輪次的開發(fā)效果。

圖12 不同介入時機下注水速度與階段產油量和階段換油率的關系Fig.12 Relationships of water injection rate with oil production and oil replacement ratio per stage under different intervention timings

由不同介入時機下注水速度與累積產油量和累積換油率的關系（圖13）可見：當介入時機確定時，累積產油量和累積換油率均隨著注水速度的增大而減?。坏槿霑r機越早，相同注水速度時的累積產油量和累積換油率越大。由此可見，注水速度對動態(tài)注采耦合開發(fā)效果有一定影響，但影響程度沒有介入時機大。因此，綜合考慮油藏開發(fā)期、目標采收率和地層破裂壓力等因素的制約，注水速度設計優(yōu)選較小值，有助于提高動態(tài)注采耦合各輪次的開發(fā)效果。

圖13 不同介入時機下注水速度與累積產油量和累積換油率的關系Fig.13 Relationships of water injection rate with cumulative oil production and cumulative oil replacement ratio under different intervention timings

不同介入時機下不同采液速度的模擬結果（圖14）表明：介入時機對開發(fā)效果的影響主要體現在產量方面，對注采耦合周期輪次影響很小。介入時機越早，第1輪次動態(tài)注采耦合的開發(fā)效果越好，階段產油量和階段換油率要顯著高于后面3 輪次開發(fā)，但后面3 輪次開發(fā)效果差異不大。采液速度對開發(fā)效果幾乎沒有影響，且不受注采耦合周期輪次影響。當介入時機較晚時，采液速度略大開發(fā)效果稍好。

圖14 不同介入時機下采液速度與階段產油量和階段換油率的關系Fig.14 Relationships of oil recovery rate with oil production and oil replacement ratio in each round under different intervention timings

分析不同介入時機下采液速度與累積產油量和累積換油率的關系（圖15）可知：當介入時機確定時，累積產油量幾乎不受采液速度的影響，累積換油率受采液速度的影響也極小；但介入時機越早，相同采液速度下的累積產油量和累積換油率越大。由此可見，采液速度對動態(tài)注采耦合開發(fā)效果的影響可以忽略。綜合考慮油藏開發(fā)期和目標采收率等因素的制約，采液速度設計優(yōu)選較大值，有利于提高累積換油率。

圖15 不同介入時機下采液速度與累積產油量和累積換油率的關系Fig.15 Relationships of oil recovery rate with cumulative oil production and cumulative oil replacement ratio under different intervention timings

4 結論

基于復雜斷塊油藏注采耦合開發(fā)實例，理清注采耦合開發(fā)特點及技術類型，明確動態(tài)注采耦合技術特點，提出動態(tài)注采耦合的定義，深化了動態(tài)注采耦合提高采收率機理的理論認識。

以勝利油田實際斷塊典型動態(tài)注采耦合單元X11 井組為例，系統(tǒng)分析了復雜斷塊油藏動態(tài)注采耦合的開發(fā)特征與開發(fā)適用性：開發(fā)特征呈現出先短注后長采和開采后間歇注入2 種方式，前者適合多輪開發(fā)，后者則不適合。技術的先決條件是斷塊全封閉，必要條件是含有注水井，有利條件是含油面積小和注采井距小等。

依據X11 井組實際數據，利用油藏數值模擬進行了動態(tài)注采耦合設計關鍵參數敏感性評價。介入時機和周期注入量對開發(fā)效果影響很大，注水速度和采液速度是不敏感因素，分別是毛管力作用和單井近井流場均衡作用的結果。

采用多因素分析法，設計動態(tài)注采耦合注水井注水制度、采油井生產制度，明確X11井組的動態(tài)注采耦合政策界限為：介入時機為含水率越低越好，周期注入量擴大系數取1.1～1.2，注水速度需要適當控制，采液速度可以適當提高，動態(tài)注采耦合開發(fā)效果以第1輪注采耦合周期最為關鍵。