喇嘛甸油田特高含水期水驅(qū)流場分布特征研究

趙云飛

（中國科學院廣州地球化學研究所，廣東廣州510000）

（中石油大慶油田有限責任公司第六采油廠，黑龍江 大慶163114）

1 特高含水期水驅(qū)注采效率現(xiàn)狀及其影響因素

1.1 特高含水期水驅(qū)注采效率現(xiàn)狀

存水率是評價油田注水狀況及注水效果的一個重要指標，存水率越高，說明注水利用率越高［1］。目前水驅(qū)綜合含水已高達94.8%，按照理論關(guān)系圖版計算，相應(yīng)的水驅(qū)理論存水率應(yīng)為0.22，而目前水驅(qū)實際存水率為0.33，說明目前水驅(qū)存水率較高。耗水率是衡量注水利用率的一個重要指標，耗水率低說明注水利用率高，可減少注水量，降低注水成本。目前水驅(qū)采出程度36%的情況下，理論的綜合含水為95.9%，耗水率為23.4，目前水驅(qū)耗水率要比理論耗水率低4.2，但要比其他采油廠高8.5以上。

1.2 特高含水期水驅(qū)注采效率影響因素

導致油田注采效率低的原因主要是水驅(qū)流場分布不均勻，油層存在著嚴重的無效注采循環(huán)。以厚油層為主的非均質(zhì)多油層砂巖油田綜合含水上升到90%后，存在著嚴重的無效循環(huán)問題。一方面大量的注入水沿高滲透、高含水優(yōu)勢通道無效循環(huán)；另一方面，層內(nèi)還有相當多的厚度因注水驅(qū)替不到儲量無法動用或動用較差。無效循環(huán)的存在，導致水驅(qū)流場分布不均勻，從而導致油層動用不均勻，注采效率降低，油田采收率下降［2］。

2 不同非均質(zhì)條件下水驅(qū)流場特征

通過應(yīng)用滲流微分方程、油相壓力有限元方程及水相飽和度有限元方程等，建立了考慮重力的油水兩相有限元數(shù)學模型，對不同非均質(zhì)條件的模型進行了基于有限元法的油藏數(shù)值模擬。

表1 含水率98%時9種方案的采出程度、注入倍數(shù)

2.1 不同平面非均質(zhì)條件下水驅(qū)流場特征

為了搞清井排間平面非均質(zhì)性對水驅(qū)流場的影響規(guī)律，設(shè)計了9種方案 （見圖1）。9種方案含水率98%時的采出程度及注入倍數(shù)如表1。從表1可以看出，方案1、方案7、方案8的注入倍數(shù)較低，而采出程度較高；方案3和方案6的注入倍數(shù)較高，而采出程度較低。由此可見，地層非均質(zhì)性越強，采出程度越低。

圖1 平面非均質(zhì)不同方案

井距300m地層滲透率0.01μm2時，水驅(qū)流場相對均勻，注入倍數(shù)大于4.5倍時在地層中容易出現(xiàn)無效循環(huán)。在地層中存在高滲透條帶時，非均質(zhì)性增強，水驅(qū)流場更加不均勻，地層中出現(xiàn)無效循環(huán)的注入倍數(shù)小于均質(zhì)地層，為4倍左右。

2.2 不同垂向非均質(zhì)條件下水驅(qū)流場特征

為了模擬縱向非均質(zhì)性對無效循環(huán)的影響規(guī)律，并對4套方案進行了數(shù)值模擬。模擬表明，方案10在50a時含水97.7%，還沒有出現(xiàn)無效循環(huán)，當注入倍數(shù)在大于4PV左右時方案11、12、13容易出現(xiàn)低效循環(huán) （見圖2）。說明相同注入倍數(shù)下采出程度及注采效率隨著級差的增大而降低。

圖2 不同垂向非均質(zhì)模型水驅(qū)流場特征

從表2中可以看出，4種方案無效循環(huán)時的注入倍數(shù)、采出程度、無效循環(huán)開始時間，方案11無效循環(huán)開始時間為35a，方案13無效循環(huán)時間為27.8a。

3 提高注采效率對策及效果評價

3.1 提高注采效率對策

（1）加強水井細分注水，改善差層注水，使流場更加均勻。細分注水是水驅(qū)開發(fā)中減緩層間、層內(nèi)注入矛盾的主要手段。通過流場特征研究，尋找無效循環(huán)場和剩余油富集區(qū)，通過層內(nèi)細分、層段細分及層段重組注水，提高低滲透部位的注水量，控制高滲透部位的注水量，減緩注入矛盾，促進注水量向動用較差部位轉(zhuǎn)移，努力實現(xiàn)油層注好水、注夠水和有效注水的目的［3］。針對注水井同一注水段內(nèi)層間流場差異大，動用程度不均勻的情況，進行水井細分，加強吸水差層注水，控制高吸水層吸水，使流場更加均勻，改善動用狀況。

表2 井距300m4種方案無效循環(huán)數(shù)據(jù)匯總

喇7－132井同一注水層段SⅡ2＋3上與SⅡ2＋3下小層 （SⅡ指薩爾圖油層Ⅱ油組）吸水差異大，且2層動用差異大。為此對2層進行細分注水，吸水狀況得到有效改善，水驅(qū)流場更加均勻，動用程度得到有效提高。對比細分前后吸水狀況，細分前吸水狀況為SⅡ2＋3上小層不吸水，SⅡ2＋3下小層吸30%，細分后SⅡ2＋3上小層吸19.8%，SⅡ2＋3下小層吸3.47%，有效的驅(qū)替了動用差部位，控制了無效注水，提高了注采效率。

（2）無流線剩余油富集區(qū)補孔，完善注采關(guān)系，在剩余油飽和度高區(qū)建立流場。通過補孔完善注采關(guān)系，挖潛由于注采不完善，不能形成有效流場、驅(qū)替差部位的剩余油［4］。

①水井補孔。為改善水驅(qū)流場，提高水驅(qū)控制程度，挖潛剩余油，立足現(xiàn)井網(wǎng)，利用其他層系水井補孔來完善注采關(guān)系。針對斷層邊部沒有注水井，沒有形成有效驅(qū)動，注采不完善，剩余油富集，對水井喇7－1421補孔完善注采，建立有效驅(qū)動，挖潛剩余油。通過對水井喇7－1421補孔后增加產(chǎn)液14t，增加產(chǎn)油1.2t，含水下降1.8%，周圍油井得到有效動用。

②油井補孔。針對喇8－1402井區(qū)采油井PⅡ5－10小層 （PⅡ指葡萄花油層Ⅱ油組）發(fā)育差，注采不完善，動用程度低，利用喇8－1402井補孔PⅡ5－10層上部完善注采，挖潛剩余油。補孔后增液51t，增油5.2t，含水下降了0.6%，增加了有效驅(qū)動，提高了注采效率。

（3）流線稀疏剩余油富集區(qū)壓裂，使流線向發(fā)育差部位轉(zhuǎn)移，改善流場，進行精細油井壓裂，挖潛變差部位剩余油，使流場分布更均勻，提高注采效率［5］。針對L7－1411井SⅡ10＋11小層與喇7－142聯(lián)通變差，流場不均勻，動用比較差，剩余油飽和度高，對L7－1411井SⅡ10＋11小層壓裂，改善水驅(qū)流場，提高動用程度。壓裂后增液49t，增油9.5t，含水下降4.2%，有效改善了流場，增加了動用，提高了注采效率。

（4）流線密集含油飽和度低區(qū)堵水，改變水驅(qū)流場向動用差部位轉(zhuǎn)移。封堵高含水無效循環(huán)層，改變液流方向，改善流場，有效動用低含水層，提高油層動用程度。對喇8－131井PⅡ10－3下小層堵水，改變液流方向，控制無效循環(huán)，提高注采效率。堵水后，產(chǎn)液下降了72t，產(chǎn)油增加了0.3t，含水下降了3.4%，控制了無效低效循環(huán)，改善了流場，減少了高含水層干擾，增加了動用，提高了注采效率。

3.2 提高注采效率措施實施效果評價

通過改善水驅(qū)流場，研究典型區(qū)塊細分的注水井單段砂巖厚度由調(diào)前的7.9m降低到目前的5.3m；統(tǒng)計4口調(diào)整后有吸水剖面的注水井，砂巖吸水厚度比例由原來的81.1%提高到目前的87.6%。油井壓裂初期日增油達到5.6t，油井補孔初期日增油達到6.0t，油井堵水初期綜合含水下降了3.3%。

共實施細分、補孔、壓裂及堵水等油水井調(diào)整方案90井次，增加有效注水23.5×104m3，控制無效注水21.6×104m3；增加有效產(chǎn)液22.1×104m3，控制無效產(chǎn)液20.8×104m3；增加產(chǎn)油3563t，產(chǎn)量少遞減2.4%，含水少上升0.12%，提高注采效率2.34%，有效改善了區(qū)塊的注水開發(fā)效果。

［1］王鳳蘭，石成方，田曉東，等 .大慶油田“十一五”期間油田開發(fā)主要技術(shù)對策研究 ［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2007，26（2）：62－66.

［2］計秉玉 .對大慶油田油藏研究工作的幾點認識 ［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2006，25（1）：9－13.

［3］吳逸，萬新德，孫力紅 .精細地質(zhì)研究成果在油田特高含水期綜合調(diào)整中的應(yīng)用 ［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2006，25（4）：29－31.

［4］李榕，徐占友 .系統(tǒng)指數(shù)評價模型在產(chǎn)能建設(shè)項目優(yōu)選中的應(yīng)用 ［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2004，23（4）：32－34.

［5］馮其紅，呂愛民，于紅軍，等 .一種用于水驅(qū)開發(fā)效果評價的新方法 ［J］.石油大學學報 （自然科學版），2004，28（2）：58－60.