稀油油藏活性水驅注采參數優化方法的探索

王亮

摘 要：稀油油藏中含水較多，不易開發。本文利用單變量法和正交實驗設計法對活性水驅注采參數進行優化分析，為稀油油藏的開發提供參考。

關鍵詞：稀油油藏；活性水驅；注采參數優化

1 實驗概況

某油田油層具有保護層多、單層薄、砂體類多、非均勻程度高等特點，地下油黏度為4.8MPa·s，屬于稀油油藏。該油田油層1m以上油層水樣比例在90%，水淹厚度較低，水淹部位在油層底部。該油田油層含油面積為0.7km2，地質儲量63×104t，累計產油14.4×104t，產水33.2×104m3，綜合含水在82.8%。

為了提高對該油田的原油采集，采取活性水驅油技術，向注入水中加入適當濃度的表面活性劑，改善油水界面額張力，提升原油的流動性。在活性水驅油采集技術中，注采參數會影響到采油的效果，需要對注采參數進行優化，以取得滿意的采油效果。通過單變量法和正交實驗設計對油田注采參數進行優化研究，分析最佳注采參數組合。

2 通過單變量法對合理注采參數進行優化

活性水的注入濃度、時機、速度、年限、方式等都對稀油油藏活性水驅油開采效果產生影響。只要改變其中一個注采參數，將其他參數固定，可以通過對比判斷開采效果，選出最佳的參數組合。

在進行活性水驅油實驗時，對活性水質量濃度分別設為0.000%、0.001%、0.050%、0.100%、0.200%、0.400%。隨著活性水濃度的增加，驅油量會越來越多，雷擊的增油量會逐漸趨于臨界值。導致這種情況的原因是油水界面的張力會隨著活性水濃度的增加先增加后減小，存在一個最佳值。當活性水的濃度在最佳值之前時，油水界面的張力會因活性水濃度增加而增加；當活性水濃度在最佳值之后時，油水界面的張力會因活性水濃度增加而降低。取0.200%作為最佳活性水濃度。進行活性水驅油，要綜合考慮含水率，可設置為20%、30%、50%、70%、80%、85%、90%。無論哪種含水率，活性水驅油的效果都區域接近，累計采油量相當，說明活性水的注入時機對油的采收效果沒有特別的影響。為了降低成本投入，可選擇含水率在85%后進行活性水驅油?；钚运層偷淖⑷肓靠蔀?4、27、30、33、36m3/d。實驗中，注采比在1以下時，水線均勻突進，波及系數較大，含水率較低，累計增油量較高；當注采比在1以上時，水線的突進較為明顯，含水率高，增油量降低。過大的注采比會影響井下壓力，導致壓力下降，可選擇不超過1的注采比，注入速度在27～30m3/d之間。對活性水驅油實驗的注入時間設為1～9a，間隔1a，向進行活性水驅油，后進行常規水驅油。實驗開始階段，累計產油量會隨著活性水的注入時間延長而增加，在5a時達到最大值。當超過5a后，增油量會逐漸降低，恢復常規注水后，水的含量增加較快。因此在實驗時選擇5a為最佳注入時間。實驗中設定注入量為30m3/d，選擇4種注入段塞組合，分別是：0.08倍孔隙體積的活性水段塞與水驅段塞，0.15倍孔隙體積的活性水段塞與水驅段塞，0.22倍孔隙體積的活性水段塞與水驅段塞，0.30倍孔隙體積的活性水段塞與水驅段塞。實驗結果表明，累計產油量與單次注入段塞長度成正比。開始注入時，段塞越長，活性水與原油會混合越充分，效果越明顯；隨著注入的活性水增多，油水界面張力變化不在明顯，各種組合的開發效果趨于接近。最合適的注入段塞為0.22倍孔隙體積。

3 通過正交實驗設計對注采參數進行優化

在單變量法優化注采參數時，只能改變某個因素，而其他因素要求不變。這樣的優選方式無法綜合考慮多個因素對結果的影響。正交實驗設計在優化注采參數時，能夠大幅度減少試驗次數，優化參數可選注入的濃度、年限、時機、速度等4個因素，通過水平正交設計方案進行模擬，分析各因素水平均值和極差，對累計產油量進行結果評價。

通過正交實驗設計，優化參數的各因素極差越大，對累計產油量的結果影響越大?？梢栽u價影響累計產油量的因素主次關系為：注入速度、注入年限、注入時機、注入濃度。其中，注入速度影響最大，注入年限對結果有一定影響，注入濃度影響最小。經過實驗分析可得4個因素的最優組合為：注入濃度0.30%，注入時機含水量85%，注入速度30m3/d，注入年限6a，同單變量法對注采參數優化的指標基本一致。因此，對稀油油田進行開發時，需要根據現場情況制定合理方案，通過對設備的狀況、產液能力、底層吸水能力等綜合考慮，選擇最佳注入速度，讓活性水驅注采參數得到優化，加強稀油的開采。

4 結論

稀油油藏的開采運用活性水驅采油技術時，需要對注采參數進行優化。一定要通過現場具體情況，根據設備、井場現狀等進行合理配注。其中，注入速度是影響活性水驅開發效果最大的因素。在設定注采參數時，可選擇的最佳參數組合為：0.30%的注入濃度，30m3/d的注入速度，含水率85%以上的注入時機，6a的注入年限。

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