分層注水壓力控制驅油效果實驗研究*

孫 敏

（延長油田股份有限公司 南泥灣采油廠，陜西 延安 716000）

分層注水技術能夠實現(xiàn)有效把控地層壓力，同時長期保證注水井的高產(chǎn)液量[1-3]。隨著開發(fā)進入中后期，地層非均質性日趨嚴重，井間干擾愈發(fā)激烈，地層能量得不到有效補充，驅油效果無法達到預期效果[4,5]。目前，分層定量注水是國內(nèi)大多數(shù)油田常用彌補地層壓力的措施，該工藝可在一定程度上解決注水作業(yè)中的一系列不利因素[6,7]，但由于受相關工藝技術條件的限制，無法實現(xiàn)真正的分層定量，其根本原因在于無法長期有效保證合理的注水壓力[8,9]。

國內(nèi)外諸多學者針對此類問題進行了一系列相關的研究，賈德利等[10]在動態(tài)生產(chǎn)指標的基礎上，利用數(shù)據(jù)同化算法，研發(fā)出精細分層注水開發(fā)模式，結合智能機器學習，優(yōu)選出最優(yōu)注水方案，通過數(shù)值模擬進行預測，相比優(yōu)化前產(chǎn)量提升了8.2%。馬奎前等[11]針對注入水沿高滲層突進問題進行了研究，采用迭代公式對各層配注量進行重新調(diào)配，應用于大港油田GD油田現(xiàn)場后，日均產(chǎn)油增大22m3·d-1，含水率降低3.8%，效果顯著。趙國忠等[12]考慮非線性滲流模型，提出了基于雅可比矩陣公式的新型油藏模擬技術，將其應用于大慶油田現(xiàn)場，結果顯示，該工藝可緩解高含水油井水驅程度低的問題，一定程度上規(guī)避無效的注采循環(huán)。李漢周等[13]針對連續(xù)薄夾層油藏注水合格率低的問題，研制了雙導向封隔配水器，應用集流式流量計實時監(jiān)控井下各層的配水量并及時調(diào)控，可有效解決井下分注調(diào)測控制的難題。王曉宏等[14]建立了分層注水優(yōu)化數(shù)學模型，采用極限水線距離表征分層注水的波及范圍，研究發(fā)現(xiàn)，極限水線距離與地層滲透率和有效厚度密切相關，層間滲透率差異和厚度大的儲層，分層注水提產(chǎn)效果較好。趙金梁等[15]將大斜度多層細分注水技術應用于多層砂巖油藏，綜合壓裂增注工藝舉措，實施精細注水管理，現(xiàn)場應用結果顯示，油井產(chǎn)能遞減大幅度下降，注水合格率顯著增大。以上學者雖然對如何確定合理的分層注水壓力進行多維度的探究，驗證注水開發(fā)過程中存在最優(yōu)注水壓力，同時確定了合理注水壓力的大致范圍。但大多停留在物理模型、數(shù)值模擬及經(jīng)驗公式等層面上，沒有相關的室內(nèi)實驗和現(xiàn)場應用進行佐證。本文開展了分層注水壓力控制驅油效果實驗，結合現(xiàn)場應用效果，綜合分析了分層注水壓力控制的技術優(yōu)勢，指出分層控制壓力注水方式不僅能夠有效改善水驅開發(fā)效果，提升單井產(chǎn)量，同時可實現(xiàn)提高注水利用率及提高儲層縱向動用程度的目的。

1 實驗部分

為了模擬實際分層定壓注水驅油過程，開展了籠統(tǒng)注水、控壓注水以及控壓-提壓注水三管并聯(lián)巖芯驅油試驗，得出相應的試驗結果，通過對比分析對3種方案的驅油效果進行了評價。

1.1 樣品、試劑及設備

本文選取滲透率為50、100和300mD左右的人造方巖芯9塊（40×5.0×5.0cm），50℃條件下黏度為6.7mPa·s的模擬實驗油（自制），礦化度為6778mg·L-1的模擬地層水（自制）。

ZMY-1型致密巖心滲流特性測定儀（江蘇天瑞儀器股份有限公司）；ISCO型調(diào)壓泵（天津世華機電設備有限公司）；HFA型氣體加壓裝置（濟南賽思特沖壓設備有限公司）；SJ17-SGD型抽真空裝置（北京中西華大科技有限公司）；SH-38型手搖泵（滄州華博通用機械有限公司）；CMS-300型覆壓孔滲儀（北京市比萊石油儀器有限公司）。溫度控制在50℃，井口壓力參數(shù)為0.15、0.18、0.20MPa。

表1為方巖心基本物性參數(shù)。

1.2 實驗方案

具體的實驗方案設計見表2。

表2 3種實驗方案簡介Tab.2 Brief introduction of three experimental schemes

2 結果與討論

整合大量的實驗數(shù)據(jù)，將3種實驗方案記錄結果繪制成圖，參見圖1～3。

圖1 不同滲透率條件下籠統(tǒng)注水結果Fig.1 General water injection results under different permeability conditions

2.1 籠統(tǒng)注水

由圖1可以看出，相同注入壓力條件下，巖芯滲透率與采收率成正相關，滲透率越高的巖芯見水越早，曲線斜率相應越大。反之，滲透率較低時，驅油效果越差，對應曲線的坡度越緩，最高采收率可達54.21%，平均采收率為49.75%。

2.2 控壓注水

由圖2可知，其曲線變化趨勢和圖1基本一致，高滲透率巖芯對應的采收率最高為57.71%，明顯大于中低滲透率巖芯，平均滲透率為51.92%，比同等實驗條件下的籠統(tǒng)注水平均采收率高2.17%。

圖2 不同滲透率條件下控壓注水結果Fig.2 Results of controlled pressure water injection under different permeability conditions

2.3 控壓-提壓注水

由圖3可知，此實驗條件下最高采收率可達59.66%，明顯大于籠統(tǒng)注水的54.21%和控壓注水的57.71%，同時，平均采收率比控壓注水的平均采收率高出4.23%。對比以上實驗結果發(fā)現(xiàn)，同一實驗環(huán)境下，控壓-提壓注水方式增產(chǎn)效果最好。

圖3 不同滲透率條件下控壓-提壓注水結果Fig.3 Controlled pressure-lifted water injection results under different permeability conditions

實驗結果統(tǒng)計見表3。

表3 3種方案對應的采收率結果Tab.3 Recovery factor statistics corresponding to the three schemes

3 現(xiàn)場應用

選取了某油田臨近的兩口采油井X-1和X-2，綜合分析其動態(tài)生產(chǎn)資料，并跟蹤評價了分層注水壓力控制技術的現(xiàn)場開發(fā)效果。

圖4為X-1井生產(chǎn)動態(tài)變化曲線。

由圖4可知，采用分層注水壓力控制措施后，X-1試驗井產(chǎn)油量穩(wěn)步提升（由1.29t·d-1上升至1.62t·d-1），含水率逐漸降低（由96.1%下降至94.5%）。表明利用該技術進行分層控制壓力注水起到了良好的開發(fā)效果，在提高采油單井產(chǎn)量的同時實現(xiàn)了改善水驅開發(fā)效果的目的。

圖4 X-1井生產(chǎn)動態(tài)變化曲線Fig.4 Production dynamic change curve of Well X-1

圖5為X-2井生產(chǎn)動態(tài)變化曲線。

圖5 X-2井生產(chǎn)動態(tài)變化曲線Fig.5 Production dynamic change curve of Well X-2

由圖5可以看出，采用分層控制壓力注水措施后，X-2井產(chǎn)油量穩(wěn)步提升（由1.58t·d-1上升至1.82t·d-1），含水量逐漸降低（由93.2%下降至92.1%）。表明利用分層注水壓力智能控制進行分層控制壓力注水設計起到了良好的開發(fā)效果。

4 結論

（1）通過室內(nèi)分層注水壓力控制實驗，并對結果進行對比得出：對于注水開發(fā)后期的多層系油藏，采用控壓-提壓的注水方式，采出程度最高，注水效果最好。

（2）綜合現(xiàn)場的試驗結果可知，采用分層控制壓力注水措施后，油井產(chǎn)量上升且含水下降，開發(fā)效果得到了有效改善。

（3）分層壓力控制注水方式能夠在地質配注的基礎上，更大程度緩解層間矛盾及調(diào)整吸水剖面，最終實現(xiàn)提高注水利用率及提高儲層縱向動用程度。