王 瑞

（中國(guó)石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營(yíng) 257015）

復(fù)雜斷塊油藏是勝利油田主要油藏類別，斷塊類型多樣，地質(zhì)特征復(fù)雜，通常以水驅(qū)方式進(jìn)行開發(fā)。隨著開發(fā)時(shí)間的推移，越來(lái)越多的復(fù)雜斷塊油藏進(jìn)入了高含水甚至特高含水開發(fā)階段，普遍呈現(xiàn)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(dòng)用的剩余油分布特征［1-3］。勝利油田在結(jié)合周期注水、間歇注水和不穩(wěn)定注水等方法的理論認(rèn)識(shí)和開發(fā)實(shí)踐的基礎(chǔ)上，創(chuàng)新性地提出了注采耦合技術(shù)［4-6］。這是一種以分層注采工藝技術(shù)為基礎(chǔ)，通過(guò)交替注采方式及工作周期耦合，來(lái)補(bǔ)充地層能量、提高水驅(qū)波及程度、驅(qū)替難動(dòng)用剩余油的一種提高水驅(qū)采收率的技術(shù)。

勝利油田和江蘇油田的復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)實(shí)踐證實(shí)，注采耦合技術(shù)在無(wú)新增鉆井和不采取化學(xué)驅(qū)及混相驅(qū)等其他提高采收率技術(shù)的情況下，可使常規(guī)注水難以動(dòng)用的剩余油得到有效驅(qū)替，能夠?qū)崿F(xiàn)復(fù)雜斷塊油藏的便捷高效和經(jīng)濟(jì)開發(fā)，具有很好的技術(shù)適用性和廣闊的技術(shù)應(yīng)用前景［7-10］。孫志剛等分別通過(guò)物理模擬實(shí)驗(yàn)［11-13］、油藏?cái)?shù)值模擬［14］、力學(xué)機(jī)制分析和滲流力學(xué)原理［15］等，研究了注采耦合技術(shù)的提高采收率機(jī)理。鄒桂麗等主要借助數(shù)值模擬方法，研究了注采耦合的技術(shù)政策界限和參數(shù)優(yōu)化方法［16-19］。王建等以勝利油田實(shí)際注采耦合試驗(yàn)單元為例，介紹了注采耦合先導(dǎo)試驗(yàn)的開發(fā)效果［7，20］。注采耦合技術(shù)方興未艾，隨著復(fù)雜斷塊油藏注采耦合技術(shù)開發(fā)實(shí)例的增多，近年來(lái)，由斷塊油藏類型差異所導(dǎo)致的開發(fā)問(wèn)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(shù)的現(xiàn)有研究成果總體上處于初級(jí)籠統(tǒng)研究階段，缺乏系統(tǒng)的分類梳理和理論指導(dǎo)。

勝利油田復(fù)雜斷塊油藏類型眾多，注采耦合技術(shù)經(jīng)過(guò)近些年的理論研究和開發(fā)實(shí)踐，已經(jīng)積累了大量的開發(fā)實(shí)例和經(jīng)驗(yàn)成果，具備了系統(tǒng)梳理注采耦合技術(shù)分類和技術(shù)指導(dǎo)的理論基礎(chǔ)。動(dòng)態(tài)注采耦合是注采耦合技術(shù)中的一種主要類型，其定義及機(jī)理、開發(fā)特征與適用性、技術(shù)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(duì)性地進(jìn)行系統(tǒng)梳理和系統(tǒng)研究。因此，在明確動(dòng)態(tài)注采耦合定義及提高采收率機(jī)理的基礎(chǔ)上，以勝利油田典型動(dòng)態(tài)注采耦合單元為例，系統(tǒng)分析復(fù)雜斷塊油藏動(dòng)態(tài)注采耦合的開發(fā)特征與開發(fā)適用性。通過(guò)油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，確認(rèn)動(dòng)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(shù)政策界限，形成中高滲透復(fù)雜斷塊油藏動(dòng)態(tài)注采耦合技術(shù)的注采主控因素組合，以期為同類油藏應(yīng)用動(dòng)態(tài)注采耦合技術(shù)高效開發(fā)提供參考和依據(jù)。

1 動(dòng)態(tài)注采耦合定義及提高采收率機(jī)理

1.1 定義

注采耦合是指通過(guò)井下開關(guān)裝置或?qū)酉到M合，在井間或?qū)娱g實(shí)施協(xié)同注采，提高油藏最終采收率的一種注水開發(fā)技術(shù)。依據(jù)斷塊特征、井網(wǎng)部署及注水開發(fā)模式等方面的差異，復(fù)雜斷塊油藏注采耦合技術(shù)可以劃分為動(dòng)態(tài)注采耦合、井網(wǎng)注采耦合和層系注采耦合3種類型。

動(dòng)態(tài)注采耦合是復(fù)雜斷塊油藏注采耦合技術(shù)中最簡(jiǎn)單、最常見的一種技術(shù)類型，一般作用于注采井對(duì)間，通過(guò)動(dòng)態(tài)措施調(diào)整來(lái)實(shí)現(xiàn)。因此，動(dòng)態(tài)注采耦合的定義可以闡述為：通過(guò)井下開關(guān)裝置，輪換控制注采井開關(guān)，在注采井對(duì)間實(shí)施協(xié)同注采，提高油藏最終采收率的一種注水開發(fā)技術(shù)。相較于常規(guī)注水的同步注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，動(dòng)態(tài)注采耦合單輪注采對(duì)應(yīng)關(guān)系通常包括只注不采和只采不注2個(gè)階段。

1.2 提高采收率機(jī)理

動(dòng)態(tài)注采耦合通過(guò)輪換控制注采井開關(guān)，實(shí)現(xiàn)地層能量?jī)?chǔ)放，重構(gòu)流場(chǎng)流線分布，逐步達(dá)到能場(chǎng)協(xié)同。依據(jù)前人研究成果［4-7］，動(dòng)態(tài)注采耦合的作用機(jī)理可以概述為：只注不采階段，依托封閉斷層對(duì)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(chǔ)的能量開始釋放，使油層降壓驅(qū)油。當(dāng)注水和采油達(dá)到注采耦合的轉(zhuǎn)換條件后，通過(guò)不斷憋壓儲(chǔ)能和降壓釋能，使斷塊內(nèi)的流場(chǎng)分布不斷發(fā)生改變，從而使常規(guī)注水難以動(dòng)用的邊角部剩余油得到驅(qū)替。

分析動(dòng)態(tài)注采耦合流場(chǎng)變化（圖1）可以看出：常規(guī)注采時(shí)，注采流場(chǎng)隨著開發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)逐漸固化，表現(xiàn)出井間主流線突出的特征，平面非均勻驅(qū)替程度加劇，在注水波及不到的區(qū)域形成死油區(qū)。動(dòng)態(tài)注采耦合時(shí)首先通過(guò)只注不采，形成單一的注水流場(chǎng)，打破常規(guī)注采時(shí)形成的固化流場(chǎng)，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(qū)替，明顯擴(kuò)大了注水波及范圍，使原來(lái)注水波及不到的區(qū)域得以驅(qū)替。然后通過(guò)只采不注，形成單一的產(chǎn)液流場(chǎng)，顛覆單一的注水流場(chǎng)，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(qū)替效果。

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

2 動(dòng)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(jīng)成功實(shí)施動(dòng)態(tài)注采耦合的典型單元X11 井組為例，系統(tǒng)分析復(fù)雜斷塊油藏動(dòng)態(tài)注采耦合的開發(fā)特征及開發(fā)適用性，為深化動(dòng)態(tài)注采耦合提高采收率機(jī)理認(rèn)識(shí)，指導(dǎo)動(dòng)態(tài)注采耦合開發(fā)方案合理設(shè)計(jì)奠定基礎(chǔ)。

2.1 開發(fā)特征

動(dòng)態(tài)注采耦合在開發(fā)措施方案、開發(fā)動(dòng)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(dòng)態(tài)注采耦合的各項(xiàng)開發(fā)特征更清晰、更明確。因此，以X11井組為例進(jìn)行系統(tǒng)梳理和全面分析。

X11井組于2011年5月起開展動(dòng)態(tài)注采耦合試驗(yàn)，X11XN80 井注水，X11C17 井采油。由X11 井組動(dòng)態(tài)注采耦合時(shí)間（圖2）可以看出：試驗(yàn)期間共進(jìn)行了9 個(gè)輪次的動(dòng)態(tài)注采耦合開采，前6 輪次采取先短注后長(zhǎng)采的方式，即注水井連續(xù)注水完成后關(guān)井，采油井再開井采油。該方式下，注水時(shí)間通常為15～30 d，采油時(shí)間通常為90～180 d，采油時(shí)間遠(yuǎn)大于注水時(shí)間，1 輪完整的注采耦合周期約為6 個(gè)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(shí)間后，采油井開井采油，采油期間注水井會(huì)間歇開井注水。該方式下，注水過(guò)程貫穿整個(gè)注采耦合周期，每次間歇注水時(shí)間通常為幾天至半個(gè)月，但呈現(xiàn)出隨著注采耦合輪次增加，注水時(shí)間增加的現(xiàn)象，1 輪完整的注采耦合周期約為20個(gè)月。

圖2 X11井組動(dòng)態(tài)注采耦合時(shí)間Fig.2 Dynamic injection-production coupling time of Well Group X11

由X11 井組開發(fā)動(dòng)態(tài)曲線（圖3）可以看出：先短注后長(zhǎng)采時(shí)，注水井的月注水量在短時(shí)間內(nèi)變化劇烈，導(dǎo)致產(chǎn)油量呈現(xiàn)波浪狀起伏，產(chǎn)水量、產(chǎn)液量及含水率呈現(xiàn)出臺(tái)階狀變化，且隨著輪次的增加呈現(xiàn)上升趨勢(shì)。開采后間歇注入時(shí)，注水井的注水時(shí)間較長(zhǎng)，采油井各項(xiàng)動(dòng)態(tài)指標(biāo)變化相對(duì)較緩，但產(chǎn)油量呈現(xiàn)緩慢下降的趨勢(shì)，產(chǎn)水量、產(chǎn)液量和含水率呈現(xiàn)明顯增大的趨勢(shì)。

圖3 X11井組開發(fā)動(dòng)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(zhǎng)采方式時(shí)，累積用時(shí)35 個(gè)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(xiàn)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(shí)，累積用時(shí)53 個(gè)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(xiàn)率為0.99%，各輪次月平均增油量為100.1 t/月。X11 井組實(shí)施動(dòng)態(tài)注采耦合期間，實(shí)現(xiàn)累積增油量為10 120 t。結(jié)果表明，采取先短注后長(zhǎng)采方式時(shí)，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(shù)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(shí)，注采耦合輪次增加會(huì)導(dǎo)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(shù)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(píng)價(jià)

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(zhì)儲(chǔ)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(zhì)變異系數(shù)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(nèi)僅有1個(gè)注采單元X11井組，井組內(nèi)含1個(gè)注采井對(duì)，井距為150 m（圖5）。X11XN80 井于2009 年6 月投產(chǎn)，開發(fā)初期為采油井。因產(chǎn)量下降快，2011 年4 月下旬關(guān)井，2011 年5 月轉(zhuǎn)為注水井。X11C17 井為采油井，2008 年1 月投產(chǎn)，生產(chǎn)比較穩(wěn)定，綜合含水率極低，為后期實(shí)施動(dòng)態(tài)注采耦合于2011 年4 月關(guān)井。實(shí)施動(dòng)態(tài)注采耦合措施前，X11XN80 井和X11C17 井的累積產(chǎn)油量約為0.52×104t，僅占原油地質(zhì)儲(chǔ)量的8.4%，具有較大的開發(fā)潛力和產(chǎn)量提升空間。

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

依據(jù)X11井組的油藏特征分析動(dòng)態(tài)注采耦合適用性，主要包括4 個(gè)方面：①X11 井組所在斷塊含油面積小，注采井距小。此類復(fù)雜小斷塊油藏?zé)o法形成大面積的井網(wǎng)系統(tǒng)，只能以注采井組或注采井對(duì)的方式進(jìn)行開發(fā)。在眾多提高采收率技術(shù)手段中，動(dòng)態(tài)注采耦合是較為理想的一種方法。同時(shí)，含油面積小會(huì)導(dǎo)致注采井距小，這將有助于動(dòng)態(tài)注采耦合重構(gòu)流場(chǎng)流線分布，快速實(shí)現(xiàn)能場(chǎng)協(xié)同，提高驅(qū)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(jù)動(dòng)態(tài)注采耦合提高采收率的作用機(jī)理可知，動(dòng)態(tài)注采耦合在開發(fā)過(guò)程中所起的主要作用是改善地層能量?jī)?chǔ)放。因此，對(duì)于復(fù)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(dòng)態(tài)注采耦合改善地層能量?jī)?chǔ)放的效果。全封閉斷塊有助于動(dòng)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(dòng)態(tài)注采耦合期間地層能量會(huì)外泄損失，原油驅(qū)替效率將大打折扣。③X11 井組所在斷塊儲(chǔ)層平均滲透率高，非均質(zhì)變異系數(shù)較大。儲(chǔ)層平均滲透率高有助于提高驅(qū)替效率，是實(shí)施動(dòng)態(tài)注采耦合技術(shù)的有利條件。非均質(zhì)變異系數(shù)越大，層間或?qū)觾?nèi)矛盾越突出，可能形成竄流通道，不利于動(dòng)態(tài)注采耦合重構(gòu)流場(chǎng)流線分布，是實(shí)施動(dòng)態(tài)注采耦合技術(shù)的不利條件。儲(chǔ)層平均滲透率和非均質(zhì)變異系數(shù)對(duì)動(dòng)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(huì)影響動(dòng)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(dòng)態(tài)注采耦合正常實(shí)施，異常溫壓系統(tǒng)在開發(fā)過(guò)程中需要考慮的施工及安全因素更多，是實(shí)施動(dòng)態(tài)注采耦合的不利條件。

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

通過(guò)X11井組注采耦合前的開發(fā)特征分析動(dòng)態(tài)注采耦合的適用性，主要包括3個(gè)方面：①實(shí)施動(dòng)態(tài)注采耦合措施前，X11 井組內(nèi)僅有2 口采油井。在無(wú)注水井補(bǔ)充地層能量的情況下，外部缺少邊底水提供能量補(bǔ)給，內(nèi)部地層能量釋壓不足，導(dǎo)致X11井組所在斷塊無(wú)法滿足2 口井同時(shí)開采的需要。因此，缺少能量補(bǔ)給是實(shí)施動(dòng)態(tài)注采耦合技術(shù)的主要原因之一。②實(shí)施動(dòng)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(chǎn)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(shí)施動(dòng)態(tài)注采耦合技術(shù)的主要原因之一。③X11XN80 井轉(zhuǎn)為注水井后，一方面可以補(bǔ)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(jīng)濟(jì)效益。因此，含有注水井是實(shí)施動(dòng)態(tài)注采耦合技術(shù)的必要條件，缺少能量補(bǔ)給和采油井開發(fā)效果差是實(shí)施動(dòng)態(tài)注采耦合技術(shù)的主要原因。

3 動(dòng)態(tài)注采耦合技術(shù)政策界限

3.1 主控因素分析與評(píng)價(jià)

依據(jù)動(dòng)態(tài)注采耦合的開發(fā)特征，選取介入時(shí)機(jī)（含水率）、周期注入量、注水速度和采液速度作為敏感性參數(shù)進(jìn)行分析和評(píng)價(jià)，明確動(dòng)態(tài)注采耦合設(shè)計(jì)的關(guān)鍵參數(shù)。依據(jù)X11井組實(shí)際油藏地質(zhì)及開發(fā)動(dòng)態(tài)參數(shù)，建立油藏?cái)?shù)值模擬模型，設(shè)計(jì)主控因素評(píng)價(jià)模擬方案。其中，介入時(shí)機(jī)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(dāng)某項(xiàng)因素進(jìn)行不同參數(shù)模擬時(shí)，其他因素的參數(shù)取默認(rèn)值，介入時(shí)機(jī)（含水率）、周期注入量、注水速度和采液速度的默認(rèn)值分別為＜20%，0.5×104m3，80 m3/d和20 m3/d。

不同介入時(shí)機(jī)下的模擬結(jié)果（圖6）表明：隨著介入時(shí)機(jī)的增大，階段換油率和階段產(chǎn)油量均顯著降低，注水時(shí)間幾乎不變。當(dāng)含水率小于90%時(shí)，采液時(shí)間受介入時(shí)機(jī)影響很小；當(dāng)含水率為98%時(shí)，采液時(shí)間明顯減小。因此，介入時(shí)機(jī)對(duì)動(dòng)態(tài)注采耦合開發(fā)效果影響較大，且介入時(shí)機(jī)越早，周期開發(fā)效果越好。

圖6 不同介入時(shí)機(jī)方案模擬結(jié)果Fig.6 Simulation results at different intervention timings

不同周期注入量下模擬結(jié)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(chǎn)油量增大，兩者變化曲線存在一個(gè)交點(diǎn)，該交點(diǎn)對(duì)應(yīng)的周期注入量約為4 000 m3。注水時(shí)間和采液時(shí)間均受周期注入量影響，且隨著周期注入量的增大，注水時(shí)間和采液時(shí)間均逐漸增大。因此，周期注入量對(duì)動(dòng)態(tài)注采耦合開發(fā)效果影響較大，對(duì)特定油藏而言均存在一個(gè)最佳設(shè)計(jì)值。

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

不同注水速度下的模擬結(jié)果（圖8）表明：隨著注水速度增大，階段換油率和階段產(chǎn)油量都略有降低。注水時(shí)間和采液時(shí)間均受注水速度的影響，隨著注水速度增大，注水時(shí)間顯著降低，采液時(shí)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(jié)果。

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

由不同采液速度下的模擬結(jié)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(chǎn)油量略有變化；注水時(shí)間幾乎不受采液速度的影響，采液時(shí)間隨著采液速度的增大顯著下降。說(shuō)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(chǎng)均衡作用的結(jié)果。

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

3.2 開發(fā)技術(shù)政策界限

依據(jù)動(dòng)態(tài)注采耦合主控因素分析與評(píng)價(jià)結(jié)果，設(shè)計(jì)動(dòng)態(tài)注采耦合的介入時(shí)機(jī)、注水井注水制度、采油井的生產(chǎn)制度，明確動(dòng)態(tài)注采耦合設(shè)計(jì)的技術(shù)政策界限。采用多因素分析法，研究多輪次動(dòng)態(tài)注采耦合不同介入時(shí)機(jī)下，周期注入量擴(kuò)大系數(shù)、注水速度和采液速度的技術(shù)政策界限。以周期注入量為2 500 m3為基準(zhǔn)，設(shè)計(jì)周期注入量擴(kuò)大系數(shù)為1.0，1.1，1.2 和1.3，其他參數(shù)取值不變，對(duì)4 個(gè)輪次注采耦合周期的開發(fā)效果進(jìn)行評(píng)價(jià)。

不同介入時(shí)機(jī)下不同周期注入量擴(kuò)大系數(shù)的模擬結(jié)果（圖10）表明：介入時(shí)機(jī)對(duì)開發(fā)效果影響主要體現(xiàn)在產(chǎn)量方面，對(duì)動(dòng)態(tài)注采耦合周期輪次影響較小。介入時(shí)機(jī)越早，第1 輪動(dòng)態(tài)注采耦合的開發(fā)效果越好，階段產(chǎn)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(kuò)大系數(shù)對(duì)開發(fā)效果的影響較小，但與注采耦合周期輪次有關(guān)，逐輪次適當(dāng)增大周期注入量擴(kuò)大系數(shù)，有助于提高后面輪次動(dòng)態(tài)注采耦合的階段產(chǎn)油量。

圖10 不同介入時(shí)機(jī)下周期注入量擴(kuò)大系數(shù)與階段產(chǎn)油量和階段換油率的關(guān)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(shí)機(jī)下周期注入量擴(kuò)大系數(shù)與累積產(chǎn)油量和累積換油率的關(guān)系（圖11）可知：當(dāng)介入時(shí)機(jī)確定時(shí)，隨著周期注入量擴(kuò)大系數(shù)增大，累積產(chǎn)油量增大，累積換油率減小。兩者變化曲線存在一個(gè)交點(diǎn)，代表累積產(chǎn)油量與累積換油率存在最優(yōu)平衡關(guān)系，可作為目標(biāo)油藏優(yōu)化周期注入量擴(kuò)大系數(shù)的設(shè)計(jì)依據(jù)。介入時(shí)機(jī)對(duì)交點(diǎn)位置有一定影響，當(dāng)含水率為小于20%和40%時(shí)，交點(diǎn)對(duì)應(yīng)的周期注入量擴(kuò)大系數(shù)約為1.1；當(dāng)含水率為90%時(shí)，交點(diǎn)對(duì)應(yīng)的周期注入量擴(kuò)大系數(shù)約為1.2。由此可見，介入時(shí)機(jī)越早，則周期注入量擴(kuò)大系數(shù)越小，且周期注入量擴(kuò)大系數(shù)普遍大于1.0。當(dāng)X11 井組的周期注入量基準(zhǔn)為2 500 m3時(shí)，周期注入量擴(kuò)大系數(shù)取1.1～1.2。

圖11 不同介入時(shí)機(jī)下周期注入量擴(kuò)大系數(shù)與累積產(chǎn)油量和累積換油率的關(guān)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(shí)機(jī)下不同注水速度的模擬結(jié)果（圖12）表明：介入時(shí)機(jī)對(duì)開發(fā)效果的影響主要體現(xiàn)在產(chǎn)量方面，對(duì)注采耦合周期輪次影響很小。介入時(shí)機(jī)越早，第1輪次動(dòng)態(tài)注采耦合的開發(fā)效果越好，階段產(chǎn)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(shuō)明注水速度對(duì)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(dāng)控制注水速度，有助于提高動(dòng)態(tài)注采耦合各輪次的開發(fā)效果。

圖12 不同介入時(shí)機(jī)下注水速度與階段產(chǎn)油量和階段換油率的關(guān)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(shí)機(jī)下注水速度與累積產(chǎn)油量和累積換油率的關(guān)系（圖13）可見：當(dāng)介入時(shí)機(jī)確定時(shí)，累積產(chǎn)油量和累積換油率均隨著注水速度的增大而減??；但介入時(shí)機(jī)越早，相同注水速度時(shí)的累積產(chǎn)油量和累積換油率越大。由此可見，注水速度對(duì)動(dòng)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(shí)機(jī)大。因此，綜合考慮油藏開發(fā)期、目標(biāo)采收率和地層破裂壓力等因素的制約，注水速度設(shè)計(jì)優(yōu)選較小值，有助于提高動(dòng)態(tài)注采耦合各輪次的開發(fā)效果。

圖13 不同介入時(shí)機(jī)下注水速度與累積產(chǎn)油量和累積換油率的關(guān)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(shí)機(jī)下不同采液速度的模擬結(jié)果（圖14）表明：介入時(shí)機(jī)對(duì)開發(fā)效果的影響主要體現(xiàn)在產(chǎn)量方面，對(duì)注采耦合周期輪次影響很小。介入時(shí)機(jī)越早，第1輪次動(dòng)態(tài)注采耦合的開發(fā)效果越好，階段產(chǎn)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(duì)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(dāng)介入時(shí)機(jī)較晚時(shí)，采液速度略大開發(fā)效果稍好。

圖14 不同介入時(shí)機(jī)下采液速度與階段產(chǎn)油量和階段換油率的關(guān)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(shí)機(jī)下采液速度與累積產(chǎn)油量和累積換油率的關(guān)系（圖15）可知：當(dāng)介入時(shí)機(jī)確定時(shí)，累積產(chǎn)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?。坏槿霑r(shí)機(jī)越早，相同采液速度下的累積產(chǎn)油量和累積換油率越大。由此可見，采液速度對(duì)動(dòng)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(biāo)采收率等因素的制約，采液速度設(shè)計(jì)優(yōu)選較大值，有利于提高累積換油率。

圖15 不同介入時(shí)機(jī)下采液速度與累積產(chǎn)油量和累積換油率的關(guān)系Fig.15 Relationships of oil recovery rate with cumulative oil production and cumulative oil replacement ratio under different intervention timings

4 結(jié)論

基于復(fù)雜斷塊油藏注采耦合開發(fā)實(shí)例，理清注采耦合開發(fā)特點(diǎn)及技術(shù)類型，明確動(dòng)態(tài)注采耦合技術(shù)特點(diǎn)，提出動(dòng)態(tài)注采耦合的定義，深化了動(dòng)態(tài)注采耦合提高采收率機(jī)理的理論認(rèn)識(shí)。

以勝利油田實(shí)際斷塊典型動(dòng)態(tài)注采耦合單元X11 井組為例，系統(tǒng)分析了復(fù)雜斷塊油藏動(dòng)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(xiàn)出先短注后長(zhǎng)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(shù)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(jù)X11 井組實(shí)際數(shù)據(jù)，利用油藏?cái)?shù)值模擬進(jìn)行了動(dòng)態(tài)注采耦合設(shè)計(jì)關(guān)鍵參數(shù)敏感性評(píng)價(jià)。介入時(shí)機(jī)和周期注入量對(duì)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(chǎng)均衡作用的結(jié)果。

采用多因素分析法，設(shè)計(jì)動(dòng)態(tài)注采耦合注水井注水制度、采油井生產(chǎn)制度，明確X11井組的動(dòng)態(tài)注采耦合政策界限為：介入時(shí)機(jī)為含水率越低越好，周期注入量擴(kuò)大系數(shù)取1.1～1.2，注水速度需要適當(dāng)控制，采液速度可以適當(dāng)提高，動(dòng)態(tài)注采耦合開發(fā)效果以第1輪注采耦合周期最為關(guān)鍵。