DWL技术开发底水油藏采收率影响因素分析

唐 潮，陈小凡,刘 峰,党文平，苏花卫

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.承德石油高等专科学校石油工程系，河北 承德 067000）

我国底水油藏储量丰富，约占所有油藏的一半以上，开发好底水油藏对我国石油工业的发展具有重要意义。众多学者对底水油藏进行了大量的研究，主要集中在见水时间、开发机理和临界产量等方面[1-8]，以上方法在综合考虑抑制底水锥进效果和油田实际应用等方面均不是很理想。1990年，A.K.Wojtanowicz[9]提出了井底循环排液（DWL）技术开发底水油藏的新方法，该方法为高效和合理地开发底水油藏提供了指导。

DWL技术已经成功的应用于底水油藏的抑制水锥和提高油井临界产油量等方面[10-18]，该方法的基本原理（图1）：油水接触面安装一个封隔器，利用在水层hw段射双孔的方法，在油水接触面下部安装底水循环装置，上部射孔段的潜水泵抽汲油井附近的地层水，下部射孔段的潜水泵将井筒内抽汲到的底水重新注入水层。通过底水的循环开采技术，油水接触面的压力将降低，抑制了底水的锥进。原油通过上部油层ho的射孔段采出。DWL技术采油时底水未被采出，不仅节约了开采底水、处理地面水的费用和海上无法大量处理含油污水的难题，而且抑制了水锥的产生，为原油的开采提供了能量。因此，利用油藏数值模拟方法深入研究DWL技术开发底水油藏的生产规律，并制定出相应的开发对策是十分必要的。

图1 DWL技术的基本原理示意图Fig.1 Rationale diagram of DWL technology

1 模型的建立

1.1 油藏概况

WZ典型底水油藏是晚白垩—早第三纪的箕状断陷，有较厚的古新、始新统沉积。底水能量充足，储层物性较好，渗透率为（53～139）×10-3μm2，孔隙度为18.6%～25.9%，已累计产油139.5×104t，含水率为13.7%。

1.2 网格划分

为了模拟DWL技术开发底水油藏的需要，建立底水油藏的机理模型，1口真实和2口虚拟的井布置在模型的中部（图2）。油藏数值模型采用角点网格系统，上下及周界均为封闭边界、在r-θ-z三个方向将油藏划分为10×6×8=480，其中纵向上1～5层为油层，每层厚度为4 m，下部3层为水层，厚度分别为1 m、30 m和1 m。采油井射孔段为1-3层，抽汲水井射孔段为第6层，将水重新注回地层的井射孔段为第8层。所建机理模型为简单的厚底水薄油层储层。

图2 底水油藏机理模型Fig.2 Mechanism model of bottom water reservoir

2 采收率影响因素分析

2.1 Qtop对采收率的影响

由不同上部射孔段日产液量Qtop时含水率、采收率与时间的关系可以看出（图3）：当Qtop较低（10 m3）时,油井无水采油期长,在这一阶段,约采出地质储量的10.86%。随着Qtop增大，油井的含水率和原油的采收率升高。当Qtop超过30 m3时，含水率和采收率增加的幅度逐渐降低，当Qtop从30 m3到50 m3时，含水率仅增加2.39%，采收率仅增加0.53%。并且还发现当日产液量大于30 m3时,采收率各曲线逐渐会聚在一起。考虑到日产液量越高，采出的水越多，从经济效益和高效开发两方面综合考虑，合理的日产液量应为30 m3时效果最佳。由此可知，油井的日产液量并非越高越好，而是存在一个合理的最优值。

2.2 Qbot对采收率的影响

由不同注/排水速度Qbot时含水率与时间的关系可以看出（图4）：Qbot越大，油井的含水率越高，同样的，当Qbot超过30 m3/d时，含水率增加的幅度逐渐降低。当注/排水速度从30 m3/d到50 m3/d时，含水率仅增加9.01%。由不同Qbot时采收率与时间的关系可知（图4）：Qbot对原油的采收率存在最佳值，而不是注/排水速度越大，原油的采收率就越高。在该例中，当注/排水速度为30 m3/d时，原油的采收率最高。

2.3 D/I长度对采收率的影响

当水层抽汲水和排出水射孔段（D/I）长度不同时，含水率与时间的关系可以看出（图5）：D/I长度对油井的含水率有重要的影响。D/I段长度越长，油井的含水率越低。当D/I段长度从10 m增加到50 m时，含水率从58.53%降低到24.39%，下降效果显著。由采收率与时间的关系可知（图5）：随着D/I段长度的增加，相应的采收率也增加。由此可知，在技术条件和储层条件允许时，水层抽汲水和排出水射孔段距离越长，油藏的开发效果越好。

图3 不同Qtop时含水率及采收率与时间的关系Fig.3 Relations among water cut,recovery and time in different Qtop

图4 不同Qbot时含水率及采收率与时间的关系Fig.4 Relations among water cut,recovery and time in different Qbot

图5 不同D/I长度时含水率及采收率与时间的关系Fig.5 Relations among water cut,recovery and time in different D/I lengths

2.4 油层与底水厚度比对采收率的影响

从不同油层与底水厚度比的含水率与时间关系可以看出（图6）：油厚与水厚比大于0.5时，含水率增加较缓慢，大约180天后，含水率基本保持不变；油厚与水厚比小于0.5时，含水率迅速增加，油厚与水厚比越小，相同时间时，油井的含水率越高。由采收率与时间的关系可知（图6）：随开发时间的增加，采收率增加。油厚与水厚比大于0.5时，采收率与时间成线性增加的关系；油厚与水厚比小于0.5时，开采初期，采收率迅速增加，随着开发时间的增加，采收率增加的幅度逐渐降低。油厚与水厚比越小，油藏的开发效果越好。

图6 不同油层与底水厚度比时含水率及采收率与时间的关系Fig.6 Relations among water cut,recovery and time in different ratio of reservoir thickness and bottom water thickness

3 直井与DWL技术开采对比

根据以上DWL技术开发底水油藏的理论依据，将DWL技术与普通直井开发效果进行对比，直井和DWL技术的日产液量均为30 m3，DWL的注/排水速度同为30 m3/d。从水驱波及效果图可以看出（图7）：与普通直井相比，DWL技术的应用能大幅度改善油藏水驱效果，扩大水驱波及体积，油藏中剩余油较少，提高了原油的采收率。

图7 直井与DWL技术开采水驱波及效果Fig.7 Recovery effect comparison of water drive wave by vertical well and DWL technology

从不同开采方式时采收率与时间的关系可以看出（图8）：与普通直井开发相比，应用DWL技术提高采收率11.41%。普通直井开发时，部分底水随同原油一起被采出，致使油井井底压力迅速降低，地层的弹性能与水驱动力减弱，导致油井较早关闭。由图8可知：DWL技术延长了底水油藏的开发时间，采收率大约为普通直井的2倍多。

4 实例验证

图8 不同开采方式时采收率与时间的关系Fig.8 Relationship between recovery and time in different producing methods

目标油藏原有8口直井投入开发，初期平均单井产能26 m3/d，受底水锥进的影响，油井生产不久后见水，含水率为9.8%，生产大约1年后，因井底压力降低，地层能量衰竭导致油井关井，累计产油7.68×104t。利用上述的研究成果，陆续投入6口井用DWL方法开发目标油藏，6口油井生产初期平均日产液28 m3，生产2年后油井仍可以依靠天然能量生产，含水率大约为18.5%，累计产油12.96×104t，平均单井产能约为普通直井开发的2.25倍。由此可见，目标油藏改为应用DWL技术开发能量充足的底水油藏，开发效果较好。

5 结论

1）与普通直井开发相比，DWL技术不仅可以提高原油的临界产量，而且底水未被采出，节约了地面处理水的费用和海上无法大量处理含油污水的难题，同时为油藏的开发提供了驱动能量。

2）日产液速度、注/排速度、D/I段长度和油水厚度比对原油采收率有较大的影响。当日产液速度与注/排速度相等，油水厚度比越小时，油藏的采出程度越高。D/I段长度越长，油井的含水率越低，采收率越高。

3）DWL技术适用于底水水体较大，底水能量充足的油藏。由于该技术可以有效地抑制底水的向上锥进，延长油井的无水采油期，扩大水驱波及体积，提高油藏的最终采出程度。

4）通过对日产液速度、注/排速度和D/I段长度的合理设置，DWL技术能有效地延长油井的生产时间，提高原油采收率1倍多。

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