趙春森 崔國強 付 志

摘要：在分析周期注采機理的基礎(chǔ)上，為進一步激活剩余油，建立注水井全井同步周期注水、注水井井間交替注水、注水井與采油井同時井間交替注采3種周期注采方案。采用數(shù)值模擬方法對這3種方案進行行了優(yōu)選，以確定適合周期注采開發(fā)的油藏地質(zhì)條件、實施周期注采的最優(yōu)半周期。在模擬過程中，考慮了周期注采時機、地層滲透率、厚度對開發(fā)效果的影響。研究結(jié)果表明，注水井與采油井同時井間交替注采方案為最優(yōu)方案；周期注采方案適合在含水率大于60％、滲透率大于400×10^{-3μm-3、厚度大于2m的油層中實施。在此基礎(chǔ)上，根據(jù)地層壓力、含水和注采半周期對采收率的影響進行研究，給出周期注采最優(yōu)半周期與地層壓力、含水級別的關(guān)系。研究結(jié)果對中高含水期周期注采方案的制定和和實施具有一定指導(dǎo)意義。}

關(guān)鍵詞：中高含水期；周期注采；數(shù)值模擬；方案優(yōu)選；流度場

中圖分類號：TE319文獻標識碼：A

引言

周期注采是20世紀50年代末60年代初在前蘇聯(lián)和美國實施的一種注水采油方法。由于該方法能夠在一定程度上改善水驅(qū)油效果，因而在一些注水開發(fā)油田中得到了應(yīng)用。20世紀80年代后期，中國注水開發(fā)的主力砂巖油田相繼進入中高含水期開采階段，大慶、吉林、勝利等油田均進行了周期注采開發(fā)試驗，大部分試驗區(qū)塊取得了一定的開發(fā)效果。國內(nèi)外礦場實踐表明，周期注采是中高含水期改善油田開發(fā)效果的有效手段之一，具有投資小、見效快、簡單易行的優(yōu)點，可以在一定程度上減緩含水上升率，提高最終水驅(qū)采收率。

1周期注采作用機理

1.1改善平面水驅(qū)效果的驅(qū)油機理

常規(guī)注水開發(fā)過程中，由于注采井網(wǎng)系統(tǒng)的影響容易在平面上形成剩余油。由于注水方式、油水井工作制度的影響，根據(jù)勢迭加原理，油層中某些區(qū)域的滲流速度很低，甚至等于零，從而形成了死油區(qū)。如果不進行必要的調(diào)整，這部分儲量就很難開采出來。取五點法面積注采井網(wǎng)系統(tǒng)的一部分進行分析(圖1)。1、3井為生產(chǎn)井，2、4井為注水井。由勢迭加原理可知，4口井交叉點Q處的滲流速度為零，O點附近區(qū)域的滲流速度很小，形成了死油區(qū)。對這種情況，周期注采能夠改變常規(guī)注水比較穩(wěn)定的壓力分布場，激活死油區(qū)，使剩余油從死油區(qū)流出并被開采出來。如4井停注后，壓力場和滲流速度場重新分布，死油區(qū)點O的速度改變，成為“活油區(qū)”，死油區(qū)的油由于液流方向的改變被驅(qū)替出來。

1.2周期注采方案的適用條件

(1)注水井全井同步周期注水，油井正常采油。該生產(chǎn)方式是一種簡單的周期注水方式，其工作制度是：注水井在一個周期內(nèi)上半周期注水，下半周期停注，油井一直采油(圖2)。主要適用于各層段物性相近的油層，優(yōu)點是操作簡便，缺點是注水井工作制度不穩(wěn)定，設(shè)有注水補充能量，油井即停產(chǎn)，采油速度低，產(chǎn)量波動幅度大。

(2)注水井井間交替注水，油井正常采油。該開采方式的工作制度是：注水井在一個周期內(nèi)井間異步交叉注水，油井一直采油(圖3)。此注采方案有改變液流方向的作用，在剩余油分布比較零散的情況下，為充分發(fā)揮改變液流方向提高水驅(qū)效果的作用，應(yīng)該采用周期注水與改變液流方向相結(jié)合的注水方式。由于注水井不是同時停注，壓力變化比較復(fù)雜，在各油層內(nèi)形成壓力波動場，該壓力波動場的變化促使難動用剩余油運動。

(3)注水井與采油井同時井間交替注采。該方式的工作制度是：注水井在一個周期內(nèi)井間異步交叉注水，油井在一個周期內(nèi)井間異步交叉采油(圖4)。由于油水井的交替停注，在各油層內(nèi)形成壓力波動場，使液流周期性的變換方向，擴大波及體積，激活死油區(qū)，使剩余油從死油區(qū)流出并被開采出來。

從地下水動力學(xué)的角度分析以上幾種周期注水方式，認為均可以在油層中形成不穩(wěn)定壓力場，改變液流方向，擴大注入水波及體積，提高驅(qū)油效率。

2周期注采方案和影響采收率因素分析

取十注五采的行列井網(wǎng)設(shè)計地質(zhì)模型，注采井距為250m，平面上劃分50m×50m的等距網(wǎng)格，模型面積為577500m^{２。表1為在此模型上需要進行模擬的4種注采方案。}

2.1初始含水率對采收率的影響

當油藏含水率分別處于30％、60％、80％、90％、93％時，采用不同的周期注采方案進行研究(圖5)。

由圖5可以看出，當初始含水率大于60％時，方案3和方案2的采收率增量比方案1大，其中當初始含水率為93％時，方案1的采收率小于方案0，鑒于目前國內(nèi)油田大多處于中高含水期，因此優(yōu)選方案2和方案3進行研究，且這2類方案適合在初始含水率大于60％的油層中實施。

2.2滲透率對采收率的影響

初始模擬層滲透率分別為800×10～、400×10^{-3、200×10-3lμm2時，分別對方案0、方案2、方案3進行研究(圖6)。}

由圖6可以看出：當給定一個滲透率值時，方案3、方案2均比方案O采收率高，其中方案3采收率最大，為最優(yōu)方案。對于給定的注采方案，當滲透率小于400×10^{-3μm2時，隨著滲透率的增加，周期注采效果變好，其采收率增大；當滲透率大于400×10-3μm后，周期注采開采效果比較穩(wěn)定，保持在一個較高的水平。}

2.3有效厚度對采收率的影響

在滲透率為400×10^{-3μm2的基礎(chǔ)上，采用方案0、方案2、方案3對有效厚度分別為1、2、4m進行研究(圖7)。}

當?shù)貙訅毫σ欢?、含水率一定、不同注采半周期條件下，采收率增量最大方案的注采半周期為最優(yōu)注采半周期。地層壓力、含水率對最優(yōu)注采半周期的影響表明：當油田處于某一地層壓力時，最優(yōu)注采半周期隨油田含水的增加而增大；當油田處于某一含水時，最優(yōu)注采半周期隨地層壓力的增加而增大。

由圖7可以看出，當給定有效厚度時，方案3、方案2均較方案O采收率高，且方案3采收率最高，為最優(yōu)方案。

對于給定的注采方案，當有效厚度小于2m時，隨著有效厚度的增加，周期注采效果變好，其采收率增大；當有效厚度大于2m后，周期注采開采效果比較穩(wěn)定，保持在一個較高的水平。

2.4不同地層壓力、不同含水率級別、不同注采半周期對采收率的影響

當滲透率為400×10^{-3μm2、有效厚度為2m時，結(jié)合方案3和方案0研究不同地層壓力、不同含水級別、不同注采半周期對方案3相對于方案0采收率增量的影響以及三者之間的關(guān)系。}

地層壓力分別取10、11、12、13 MPa，含水率分別取80％、85％、90％、93％、95％，注采半周期分別取20、30、40、60 d。對以上參數(shù)進行組合，用數(shù)值模擬軟件進行模擬(表2)。

3結(jié)論

(1)中高含水期進行周期注采，在3種注采方案中選用“注水井與采油井同時井間交替注采”方案有利于提高油田的開發(fā)效果。

(2)周期注采方案適合在含水率大于60％、滲透率大于400×10^{-3μm2、厚度大于2 m的油層中實施。}

(3)當油田處于某一地層壓力時，最優(yōu)注采半周期隨油田含水的增加而增大；當油田處于某一含水時，最優(yōu)注采半周期隨地層壓力的增加而增大。

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