注采耦合技术提高构造-岩性油藏开发效果

徐 莎，乐 平，柳 敏，黄艳梅，林 波

(1.中国石化江苏油田分公司，江苏 扬州 225009；2.油气藏地质与开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；3.中国石油大港油田分公司，天津 300280)



注采耦合技术提高构造-岩性油藏开发效果

徐 莎1，乐 平2，柳 敏3，黄艳梅1，林 波1

(1.中国石化江苏油田分公司，江苏 扬州 225009；2.油气藏地质与开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；3.中国石油大港油田分公司，天津 300280)

针对h159断块隔夹层薄、分注难度大的问题及低油价下注水井不宜过多的形势，建议分上下2套层系开展耦合注水试验，以提高油藏采收率和控制成本。运用数值模拟方法研究注采耦合技术政策界限，从注水方式、注水时机、注水周期及注采比等指标逐一甄选，得到最优化的注采耦合方案。结果表明：注水周期为上注30 d，下采45 d(注水井注上套层系的同时对应油井采下套层系)后转为下注30 d，上采45 d，注采比为1.0的方式最佳。考虑措施时间对效益的影响，采取720 d的注采耦合之后恢复常规注采方式得到的利润和经济可采储量最大。注采耦合技术的成功运用表明该技术可在同类型油藏中得到更好推广，从而提高水驱采收率。

构造-岩性油藏；注采耦合；周期注采比；数值模拟；h159断块

0 引 言

h159断块是受岩性影响的构造-岩性复合油藏，油层分布受岩性影响，储层横向分布变化大、连通性差，为中孔、低渗储层。一套开发层系投产后，含水上升快，水驱波及系数仅为0.15[1-4]。在目前低油价形势下无法通过增加注水井提高水驱波及体积，为此，开展注采耦合技术来提高油藏采收率和经济效益。

1 油田概况

在未注水情况下，油田稳产0.5 a之后产量开始递减，初期递减率为15.2%，之后实施注水开发，0.5 a后产量下降，递减率为6.0%。h159断块油井均为压裂投产，初期单井平均日产油量为7.26 t/d，实施注水后，油井见效一般，目前平均单井日产油量仅为4.7 t/d，开采主要矛盾为：①注水井h159-1井高压注不进，日注水量仅为11 m3/d，对应油井产液量都较低(单井日产液为6.9 m3/d左右)；②压力偏低(压力系数为0.5)，造成地层能量供应不足，水驱体积波及系数较低(仅为0.15)。

2 注采耦合技术政策界限研究

注采耦合技术是一种油水井交替注采模式，是周期注水方式的延伸，即在某个区块内，对注水井某一层段进行注水时，将对应油井的层段封闭而生产其他层位，当注水达到一定程度后，该层段注水井停止注水(可转注其他层位)，油井对应层段开启生产。

依据测录井资料、地震解释成果和地质研究成果，用Petrel软件建立了h159断块构造格架模型、储层参数模型(包括孔隙度模型、渗透率模型、净毛比模型)以及可以描述流体空间的静态精细三维地质模型。将地质模型导入Eclipse数值模拟软件，经历史拟合发现，h159断块边水较弱，主要依靠注水井注水补充地层能量，而压力下降比较快，油井产液量普遍偏低，剩余油主要分布在高部位及靠近断层处未被水驱波及到的区域。依照目前h159断块开发情况，按照注采耦合方式拟定了数值模拟预测方案(图1)，方案流程按照方式的选择、注水时机、注水周期和注采比逐一甄选，最后得到最优化的耦合注水方案。

图1 h159断块数值模拟方案流程

2.1 耦合注水方式的选择

注水方式大致分为对称型和不对称型2类，细分为3种耦合注采方式：上下层同时注水、关油井(周期为30 d)，短注长采和长注短采。在注采比为1.0，耦合时间为360 d的条件下，得到断块含水分别为5%、20%、40%、60%和80%时的累计增油量(表1)。由表1可知，短注长采方式得到的累计增油量明显高于其他2种，其中，含水20%时，上注下采后交换的注水方式最佳。

表1 h159断块耦合注采方式和注水时机筛选结果

2.2 耦合注采周期的选择

确定短注长采耦合注采方式后，应选择最佳的注采周期。对比含水与采出程度曲线，斜率最小时采收率最大，开发效益也最佳。因此，选定4个周期，分别为注水井注上层5 d，油井采下层10 d后交换；注水井注上层15 d，油井采下层30 d后交换；注水井注上层30 d，油井采下层45 d后交换和注水井注上层45 d，油井采下层75 d后交换，预测时间为15 a(图2)。由图2可知，周期为注水井注上层30 d，油井采下层45 d后交换的方式得到的采收率最大，注采方式最好。

图2 短注长采方式含水与采出程度关系

2.3 耦合注采比的优选

根据目前生产的5口油井的生产情况，按照定液量生产，得到不同注采比下的注水井注水量。在断块含水20%时，选择注水井注上层30 d，油井采下层45 d后交换的注水方式，分析不同注采比情况下含水与采出程度的关系(图3)。由图3可知，注采比为1.0时，曲线斜率最小，采收率最高。

图3 不同注采比下含水与采出程度关系

通过注采耦合技术政策界限的研究发现，使用该技术能较好地保持地层能量，压力系数恢复到0.7，使得注入水波及面积扩大，达到了提高水驱采收率的效果。

2.4 开发经济评价

对比衰竭开采和注采耦合方式的年产油量(表2)可知，采取注采耦合方式开采的累计增油量为1.27×104t，证明注采耦合技术提高产量的效果显著。完成一次注采耦合技术的周期至少是90 d，对比15 a情况下持续耦合注采的方式开采和分别采取180、360、540、720、810 d的耦合注采后常规注采，其中采取180、360、540 d的耦合注采得到的含水上升速度较快，最终含水已超过95%，而采取810 d的耦合注采得到的年增油量从第5 a开始出现负值，原因是注水的时间比采油的时间长，导致注采不平衡。因此，考虑措施时间对效益的影响，采取720 d的耦合注采比较合理，之后恢复常规注采方式(表3)。由表3可知，虽然持续注采耦合方式得到的综合含水最低，但是累计增油量却只有耦合注采720 d的40%，从利润总额方面考虑，耦合注采720 d得到的利润最大。

表2 h159断块开发指标预测

表3 不同时间段注采耦合油田经济评价结果

3 结论与认识

(1) 通过地质建模和油藏数值模拟研究对生产情况进行历史拟合，针对开发特点，编制一系列预测方案，优选注采耦合的技术政策界限，当油田开发到含水为20%时，注采比为1.0，实施短注长采方式最优，合理周期为上注30 d，下采45 d(注水井注上套层系的同时对应油井采下套层系)后交换下注30 d，上采45 d。从经济评价和累计增油量方面考虑，耦合注采720 d最佳，累计增油3.11×104t。

(2) 实施交替注采存在3个优点：一是油井关闭后憋压注水，可以提高水驱波及体积；二是憋压注水后油层能量得以补充，开井生产时驱替压差升高，进而提高驱油效率；三是实现地面油井、水井不关井，实际操作性强。

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编辑 刘 巍

20151225；改回日期：20160328

国家自然科学基金“考虑启动条件和井筒压降的底水油藏分支水平井水脊耦合模型”(51404201)

徐莎(1984-)，女，工程师，2006年毕业于长江大学石油工程专业，现从事油气田开发及规划工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.03.026

TE357.6

A

1006-6535(2016)03-0110-03