何增軍,王戰(zhàn)丹,宋成立,馬振華 ,王長偉

(1.中國石油吉林油田分公司扶余采油廠，吉林松原 138000；2.中國石油吉林油田分公司長春采油廠， 吉林長春130618)

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利用數(shù)值模擬技術(shù)研究扶余油田周期注水模式

何增軍1,王戰(zhàn)丹1,宋成立1,馬振華2,王長偉2

(1.中國石油吉林油田分公司扶余采油廠，吉林松原 138000；2.中國石油吉林油田分公司長春采油廠， 吉林長春130618)

針對扶余油田目前高含水開發(fā)、油藏非均質(zhì)性較強、注入水形成嚴重的無效水循環(huán)的現(xiàn)狀，開展了基于巖心尺度的數(shù)值模擬研究，研究了注水方式、注入速度、原油黏度、注水時機、含油飽和度場等參數(shù)對周期注水效果的影響。結(jié)果表明，油藏非均質(zhì)性、地層壓力等是實施周期注水的前提；周期注水的最終采收率隨原油黏度和轉(zhuǎn)注含水率的增加而降低；周期注水最終采收率增量隨原油黏度的增加而增加，隨轉(zhuǎn)注含水率的增加而降低；周期注水的含油飽和度場要優(yōu)于連續(xù)注水。所以對于非均質(zhì)性較強的油藏，應(yīng)在早期進行周期注水，可有效提高油田采收率。研究成果為扶余油田下步科學(xué)制訂注水調(diào)整及周期方案提供了理論基礎(chǔ)。

扶余油田；數(shù)值模擬；周期注水；最終采收率

扶余油田注水開發(fā)后，油井含水迅速上升，由1973年的5.1%上升到1975年的22.9%，油田進入含水開發(fā)階段， 1988年油井含水81.2%，油田進入高含水開發(fā)期，控制含水上升成為油田開發(fā)工作的重點。針對扶余油田地質(zhì)特征和開發(fā)狀況，自1988年開始周期注水試驗，并逐步大面積實施。在西區(qū)進行大面積、長期的周期注水，東區(qū)、中區(qū)試驗周期注水，周期注水比例占全廠面積的16.8%，儲量的16.9%，產(chǎn)油量的20.3%。根據(jù)不同開發(fā)階段、不同井網(wǎng)特點，可分為二次調(diào)整周期注水階段、三次調(diào)整周期注水階段。共計實施周期注水3611井次，涉及油井10347井次，累計增油22.92×104t，累計降水204.74×104t，平均單井增油29t。

雖然油田推廣了規(guī)?；芷谧⑺ぷ鳎⒁姷搅溯^好的效果；但對不同區(qū)塊周期注水的適應(yīng)性、注水方式選擇、合理注采參數(shù)等缺乏系統(tǒng)的研究，其適應(yīng)條件及注采參數(shù)等尚未進行優(yōu)化。因此開展了數(shù)值模擬提高扶余油田水驅(qū)效果的研究，為扶余油田注水開發(fā)提供依據(jù)。

1 周期注水適應(yīng)性分析

(1)扶余油田儲層非均質(zhì)性嚴重，適合周期注水。

5口檢查井物性分析表明，扶余油田泉四段4個砂組內(nèi)的滲透率級差范圍為80.22～135.6，其中2～4砂組的滲透率級差105.22～135.6；儲層滲透率變異系數(shù)范圍為0.20～1.75，主要儲層滲透率變異系數(shù)為0.7～1.75。突進系數(shù)范圍為1.3～9.8，主要儲層滲透率突進系數(shù)在2.5以上。

約60%的厚度儲量滲透率級差大于10，大約35%的厚度儲量滲透率級差大于20，說明扶余油田儲層的非均質(zhì)性強，周期注水比較適合[1-4]。

(2)扶余油田儲層韻律多、剩余油多，為周期注水提供有利條件。

泉四段自下而上形成4個大的旋回，共分為4個砂組、13個小層，以三角洲前緣水下分支河道砂的正韻律為特征，全區(qū)廣泛分布。在重力和驅(qū)動力作用下，注入水沿正韻律底部高滲透層段突進，油層底部含水率上升快，水淹嚴重，而頂部水驅(qū)效果差，剩余油多分布在頂部層段。如檢19井Ⅱ砂組6小層，由于水淹影響底部電阻率曲線幅度值明顯減小，含水飽和度下部平均為60.4%，上部平均為29.8%。

(3)儲層物性和流體性質(zhì)適合周期注水。

扶余油田泉四段有效孔隙度一般為22%～26%，空氣滲透率一般為100～500mD，平均為180mD。油層原始含油飽和度一般為70%～75%，平均為73%，屬親水型油藏。泉四段原油黏度為21～24mPa·s；原始油田壓力一般為4～4.8MPa，平均為4.4MPa，油層溫度為32～35℃。平均為32.7℃。泉四段屬于中—低黏度、常壓—常溫油藏，比較適合周期注水實施[5-8]。

2 周期注水模擬實驗設(shè)計

2.1 實驗設(shè)備

圖1為模擬周期注水的實驗設(shè)備和實驗流程。實驗?zāi)Ｐ蜑橐粔K30cm×30cm×3cm的三維填沙板，上下3層，各層厚度為1cm，滲透率從上到下分別為60mD、150mD和500mD。實驗溫度為常溫，實驗壓力為目前實際地層壓力。

2.2 實驗設(shè)計

扶余油田原始地層壓力均值為4.4MPa，原始飽和壓力為3.53MPa，目前實際地層壓力均值約為3MPa。故將實驗壓力設(shè)置為3MPa[3]。

2.3 周期注水方式選擇

周期注水具體可分為間歇注水、脈沖注水等。其中間歇注水還包括平衡注水、非平衡注水。采油井在整個注水周期中可選擇連續(xù)生產(chǎn)和間歇生產(chǎn)兩種方式。

低滲透油藏中注水壓力偏高，注水壓力的提高幅度有限，因此脈沖注水不適用于低滲透油藏。在高滲透油藏中，壓力提高后，由速度提升所產(chǎn)生的阻力增加過小，水驅(qū)面積的提高有限，因此脈沖注水在高滲透油藏中有一定的效果但比較有限。

本次實驗采取周期性關(guān)井停注，平衡間斷注水，連續(xù)采油方式，注采比為1∶1，注入和停住時間相等，注水量和連續(xù)注水在相應(yīng)時間內(nèi)相同。

2.4 注入速度的確定

周期注水時，理論上在恢復(fù)注水階段要補償停注階段的注水量。國內(nèi)外周期注水實踐表明，注水量保持在原來的70%～90%可達到最佳開發(fā)效果?；謴?fù)注水時的注水量只要保持與連續(xù)注水相當，即可達到理論效果。據(jù)前人研究，流體在油層中的平均流速為3cm/d，按照流速相似原則，實驗?zāi)Ｐ万?qū)替等效速度也為3cm/d。已知模型為邊長30cm的正方形，則大致需要10天時間將整個模型驅(qū)凈。由此計算出等效注入速度為30×30×3×0.24÷10=64.8cm3/d，即64.8÷(24×60)=0.045cm3/min，以此作為連續(xù)注水的注入速度。由于本次實驗采取平衡注采方式，周期注水的注入速度應(yīng)為連續(xù)注水的兩倍，即125.6cm3/d(0.09cm3/min)。

2.5 注水半周期的確定

注水半周期，指注水量增加和減少階段時間的長短，它決定交滲量和油層壓力變化幅度，即注入水波及油層范圍的大小。注水半周期公式為：

T=0.5L2/η

(1)

其中：

η=K/(μCt)

(2)

式中T——注水半周期，d；

L——注水井排到采油井排的距離，cm；

η——注水時地層的平均導(dǎo)壓系數(shù)，cm2/s；

K——地層有效滲透率，mD；

μ——流體黏度，mPa·s；

Ct——綜合壓縮系數(shù)。

上式表明，地層彈性越差，注水頻率應(yīng)越高，即周期越短。隨著驅(qū)替前緣的推進，即隨著L的增加，頻率應(yīng)越低。根據(jù)本區(qū)儲層中低滲透特點，結(jié)合生產(chǎn)實際，設(shè)定注水半周期為0.5天。

2.6 實驗流程

(1)將所有管線、六通閥、釜、試管清洗干凈，按照實驗流程圖連接，確保無漏失。

(2)將配好的地層水及原油分別裝入釜中。

(3)按照石油行業(yè)標準將模型飽和地層水，后用原油驅(qū)替，再用地層水驅(qū)替至采油井含水率達到60%，模擬油層當前開發(fā)條件。

(4)按照前文設(shè)計的注采參數(shù)和周期進行實驗，連續(xù)記錄油水分量。

(5)周期注水實驗完畢后，按照行業(yè)標準用乙醚將模型洗凈，按照注入量相等的原則進行連續(xù)注水，并連續(xù)記錄油水分量,進行數(shù)據(jù)分析[9-10]。

2.7 實驗結(jié)果及分析

注水半周期為0.5天，間注連采。實驗中用到的其他參數(shù)為：油的黏度20mPa·s，注入時機為含水60%，連續(xù)注水的注入速度為0.045cm3/min，周期注水的注入速度為0.09cm3/min。連續(xù)注水4天、含水60%時開始周期注水，共進行7個周期，圖2和圖3展示了部分實驗結(jié)果。

由圖2可知，周期注水后采收率明顯增加，周期注水實驗結(jié)束后采收率為43.5%。圖3可見，在第1周期，采收率增量可達3.11%；到第7周期，采收率增量降至0.52%。這是由于隨著周期注水的進行，地層含油飽和度不斷下降，可供采出的原油減少。

3 巖心尺度周期注水數(shù)值模擬結(jié)果分析

國內(nèi)外數(shù)值模擬廣泛應(yīng)用的軟件主要有ECLIPSE、VIP、WorkBench和CMG。其中CMG在操作、可視化方面優(yōu)勢明顯，因此選用加拿大CMG軟件的STAR黑油模塊作為周期注水的模擬運算器。

3.1 3層模型的建立

在確保數(shù)模精度要求，兼顧計算速度的前提下，建立三維地質(zhì)模型，采用直角坐標，網(wǎng)格劃分為30cm×30cm×3cm，網(wǎng)格步長為0.01m，模型縱向上分為3層(圖4)，層厚1cm，滲透率從上到下分別為60mD、150mD和500mD，凈總厚比為1?？紫抖葹?.24，流體和巖石的參數(shù)都取自油田測量值。

3.2 數(shù)值模擬結(jié)果

3.2.1 原油黏度的影響

由于模型大小發(fā)生了改變，故之前通過相似比確定的注入速度應(yīng)增至1.5倍，即連續(xù)注水的注入速度調(diào)整為32.4cm3/d，周期注水的注入速度調(diào)整至64.8cm3/d。周期注水前進行連續(xù)注水，至含水率達到60%左右開始周期注水，分別選取20mPa·s、40mPa·s、60mPa·s、80mPa·s和100mPa·s為實驗原油黏度，將含水率為98%作為停注點，部分實驗結(jié)果如圖5、圖6所示。

從圖5可見，隨著原油黏度增加，原油黏滯力增強，兩種注水方式的最終采收率降低，但周期注水的降低幅度小于連續(xù)注水；并且相對于雙層模型來說，3層模型周期注水提高采收率的程度更大，這是由于3層模型中非均質(zhì)性更強所致。

當原油黏度較高時，周期注水的增產(chǎn)效果更好。分析認為,高黏度原油使注入水在高滲透層和低滲透層中同時造成指進，停注期間毛細管力的作用使得這種指進減弱，從而提高采收率，黏度越大效果越明顯。

圖6展示了不同原油黏度時周期注水的采收率增量，隨著原油黏度增加，周期注水相對連續(xù)注水的采收率增量變大，在原油黏度為100mPa·s時，周期注水的采收率比連續(xù)注水提高2.24%。

圖7是連續(xù)注水和周期注水情況下，原油黏度不同時，注水井井底壓力隨時間變化圖。

由圖7可以看出，當原油黏度增加時，兩種注水方式的注入壓力均增加。

3.2.2 注水時機(含水率)的影響

在周期注水前進行連續(xù)注水，原油黏度為20mPa·s，選取含水率為40%、50%、60%、70%和80%為周期注水時機(轉(zhuǎn)注含水率)。將連續(xù)注水含水率為98%作為停注點，部分實驗結(jié)果如圖8、圖9所示。

由圖8可見，轉(zhuǎn)注含水率對周期注水效果的影響不明顯，采收率僅有小幅降低。根據(jù)經(jīng)驗，周期注水的轉(zhuǎn)注時機在含水率為40%～80%時最佳，注水時機越早，最終采收率越高，其原因是早進行周期注水有助于動用小孔隙中的原油，放大了交滲效應(yīng)。

由圖9可見，隨著轉(zhuǎn)注含水率增加，周期注水相對于連續(xù)注水的最終采收率增量有小幅降低。

3.2.3 周期注水期間飽和度場變化及效果

選取含水率40%為轉(zhuǎn)注時機，原油黏度為20mPa·s。

由圖10可見，低滲透層(第1層)含油飽和度明顯大于下面兩層。且周期注水的效果要優(yōu)于連續(xù)注水。值得注意的是，由于油層滲透率非均質(zhì)性很強，所以第2層和第3層含油飽和度很低。第2周期結(jié)束后含油飽和度場與第1周期類似。

4 結(jié)論和建議

(1)理論分析與實際應(yīng)用表明，在保持地層壓力的前提下，與連續(xù)注水相比，周期注水可提高最終采收率。

(2)周期注水的最終采收率隨儲層非均質(zhì)性和原油黏度的增加而降低，隨轉(zhuǎn)注含水率增加而降低。所以對于非均質(zhì)性較強的地層，應(yīng)在早期進行周期注水。

(3)從采收率增量看，周期注水的采收率增量隨非均質(zhì)性和原油黏度增加而提高，隨轉(zhuǎn)注含水率的增加而降低。

(4)周期注水通過產(chǎn)生不穩(wěn)定壓力場改善開發(fā)效果，采用先降壓后升壓的方式增油效果最好。但長期采取某一種注水方式就又會形成了一個相對穩(wěn)定場，導(dǎo)致注水效果下降，所以周期注水方式也必須多次調(diào)整。

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Insights into Cyclic Waterflooding Mode with Numerical Simulation in Fuyu Oilfield

He Zengjun1, Wang Zhandan1, Song Chengli1, Ma Zhenhua2, Wang Changwei2

(1.FuyuOilProductionPlant,PetroChinaJilinOilfieldCompany,Songyuan,Jilin138000,China;2.ChangchunOilProductionPlant,PetroChinaJilinOilfieldCompany,Changchun,Jilin130618,China)

Currently, Fuyu Oilfield features in high water-cut development, strong reservoir heterogeneity, and severe inefficient water circulation caused by injected water. For this, the research on injection model with numerical simulation that based on the core dimension has been conducted,probed into the influence of such parameters as waterflooding way, injection rate, crude oil viscosity, waterflooding time, and oil saturation field on cyclic waterflooding effect. Results showed that reservoir heterogeneity, formation pressure, etc. are premises of cyclic waterflooding; the ultimate recovery of cyclic waterflooding dropped with the increase of crude oil viscosity and conversion water content; the increment of ultimate recovery of cyclic waterflooding rose with the increase of crude oil viscosity and declined with the increase of conversion water content; the oil saturation field of cyclic waterflooding was superior to that of continued waterflooding. Therefore, with regard to the reservoir of stronger heterogeneity, we had to carry on cyclic waterflooding in the early period, which could enhance recovery in the oilfield efficiently. The research laid theoretical basis for scientifically drawing up waterflooding regulation and cyclic plans in Fuyu Oilfield in near future.

Fuyu Oilfield; numerical simulation; cyclic waterflooding; ultimate recovery

何增軍(1980年生)，男，高級工程師，現(xiàn)從事石油開發(fā)工作。郵箱：hezengjun@sohu.com.

TE341

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