塔里木油田轮古井区注水替油参数优化研究

冯其红 ，宋玉龙，杨雅惠，胡登强，陈宇翔

1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛266555

2.中国石化华北分公司第一采气厂，河南 郑州450042

3.中国石油塔里木石油公司开发事业部轮南作业区，新疆 库尔勒841000

引 言

塔里木油田轮古井区奥陶系碳酸盐岩油藏属于缝洞型复合油藏，油藏埋深普遍在5 000 m 以下，平均压力系数1.108，对应油藏中部压力在60 MPa左右，油藏温度131°C左右[1]，地层水总矿化度为（17.5～26.3）×104mg/L，为CaCl2水型。其主要储集空间以构造变形产生的构造裂缝与岩溶作用形成的孔、洞、缝为主，其中大型洞穴是最主要的储集空间，基质基本不具有储渗能力，油藏非均质性强，大部分储集体为孤立储集体，没有统一的油水界面，导致开发难度大[2-4]。

塔里木油田轮古井区很多单井由于钻遇封闭缝洞体，地层能量不足导致产量迅速递减，采收率较低。注水替油技术可以大幅度恢复停喷或低效油井的产能，提高油藏采收率[5-6]。目前该技术的应用还处在探索阶段，亟需相应的研究。其中，注水替油的注采参数是否合理对注水替油的开发效果至关重要。目前，塔里木油田轮古井区注水替油注采参数的确定主要依靠现场经验，主观性较强，缺乏定量表征。

针对以上问题，本文在分析单井注水替油主要机理的基础上，以塔里木轮古井区注水替油典型井的地质、流体资料为基础，建立单井注水替油的地质模型，通过数值模拟的方法优化注水时机、周期注水量、注水速度、焖井时间、开井工作制度等注采参数，并将注采参数无因次化或拟合公式，以消除注水前油井生产动态差异对优化参数造成的影响，从而得到更具实用性的优化参数。

1 单井注水替油机理分析

单井注水替油的主要机理为：当地层弹性能量减弱而使油井供液不足时，对该单井注入高密度水后焖井。在焖井过程中，一方面利用缝洞型油藏储渗空间以溶蚀孔洞和裂缝为主，油水渗流近似于管流，易在较短时间内产生重力分异的原理，使油水不断置换，抬升油水界面，增加原油采出量，提高采出程度；另一方面，注入水增加油藏地层压力，实现对地层能量的补充，然后开井生产，在弹性能量或者机抽作用下采出地下原油，经过多轮次的注水替油，进一步提高原油采出程度[7-8]。

2 单井注水替油地质模型的建立

通过分析注水替油机理，并不断总结塔里木油田轮古井区注水替油现场实施效果，选取该区块中K7-1 井作为注水替油的典型井建立地质模型[9]。

K7-1 井在5 199.80～5 210.00 m 井段出现放空，并漏失泥浆207.5 m3，表明钻遇较大的溶洞。地质模型的顶深为5 200 m，单井直接钻遇缝洞体高部位，缝洞体的孔隙体积为57 142.18 m3（参考井K7-1 缝洞雕刻资料），缝洞体上部含油，体积为43 080.24 m3，下部为水体，水体体积为14 061.94 m3。地质模型为一个封闭缝洞体，不与外界连通，其网格数目为7 086。模型的地质与流体参数如表1 所示，参数选取参考K7-1 井的测井、试井资料和PVT 实验数据。地质模型中原始油水分布与地质模型的俯视图如图1 所示。

表1 地质模型的参数Tab.1 Parameters of the geological model

图1 地质模型Fig.1 Geological model

3 注水替油注采参数优化研究

利用建立的地质模型，采用单因素分析的方法，分别对单井注水替油的注水时机、周期注水量、注水速度、焖井时间、开井工作制度等注采参数展开数值模拟研究[10]，需要对部分研究参数进行无因次化，以消除油井注水前生产动态的差异对优化参数造成的影响，最终得到塔里木油田轮古井区注水替油的最优注采参数。

3.1 注水时机

注水替油实施的时机对注水替油提高采收率至关重要，以累产油为最终的评判指标，对不同注入时机下的注水替油效果进行数值模拟，结果见图2。

方式1：油井停喷后先进行5 个周期的注水替油，然后进行机采，一直生产到地层压力为30 MPa（废弃压力）。方式2：油井停喷后先转机采，生产到地层压力为30 MPa（废弃压力）后，然后进行5 个周期的注水替油。

通过比较两种开发方式最终累产油的大小，方式2（停喷—机采—注水替油）的累产油要高于方式1（停喷—注水替油—机采），这可能是因为油井停喷后，如果直接进行5 个周期的注水替油，油水界面会大幅抬升，油井含水率会大幅上升，影响后续机采的开发效果，进而对原油的最终采收率造成不利影响。因此油井停喷后转机采，机采不够采之后进行注水替油为最有利的开采方案。

图2 注水时机对注水替油效果的影响Fig.2 The influnce of injection timing on the effects of water huff and puff measures

3.2 周期注水量

周期注水量的大小主要取决于注水前地层亏空程度的大小。而地层亏空程度的大小与油井注水前的产液量密切相关。因此，为了消除注水前地层亏空程度不同对周期注水量造成的影响，定义以下两个无因次参数

设计如下数值模拟方案：注水时的地层压力取49 MPa，注入水密度取1 140 kg/m3，注水速度取200 m3/d，开井工作制度取90 t/d，焖井时间取25 d，周期数取5。无因次第一周期注水量依次取0.17，0.30，0.43，0.55，0.68 共5 个水平；无因次周期注水量依次取0.46，0.81，1.16，1.51，1.86 共5 个水平。

模拟结果如图3、图4 所示，5 个周期累产油量随无因次第一周期注水量或无因次周期注水量的增大而增大，但增加的趋势逐渐变缓，到一定水平之后累产油增加不明显。这是因为周期注水量越大，地层能量恢复越充分，替换出的原油就越多，但是，当注水量达到一定程度，能够替换的原油已经全部被替换出来，累产油不再随注水量的增加而增加。该区块的最佳无因次第一周期注水量在0.43 左右，最佳无因次周期注水量在1.16 左右。

图3 无因次第一周期注水量对注水替油效果的影响Fig.3 The influnce of dimensionless first cycle water injection rate on the effects of water huff and puff measures

图4 无因次周期注水量对注水替油效果的影响Fig.4 The influnce of dimensionless cycle water injection rate on the effects of water huff and puff measures

3.3 注水速度

油井钻遇储层的吸水能力与产液能力密切相关，如果油井注水前日产液量越大，其日注水量往往也越大。因此，为了消除注水前油井产液能力的差异对注水速度造成的影响，定义以下无因次参数

设计数值模拟方案：注水时地层压力取49 MPa，注入水密度取1 140 kg/m3，周期注水量取5 000 m3，开井工作制度取90 t/d，焖井时间取25 d，周期数取5。无因次注水速度取0.83，1.25，2.08，2.91，3.33 共5 个水平。为了研究需要，定义以下参数

模拟结果如表2 所示，5 个周期的累产油量随无因次注水速度的增加略有下降，这是因为无因次注水速度越大，对原油的驱替作用越大，造成累产油的下降；平均周期生产水平随无因次注水速度的增加而增加，到达18.06 t/d 之后不再变化。这是因为无因次注水速度对注水替油的影响主要体现在影响注水时间上，快速注入减少了注水时间，有利于提高生产时效，周期生产水平达到18.06 t/d 后不再增加，是因为累产油量的下降造成的。综合考虑累产油量与生产时效，该区块最优的无因次注水速度在2.08 左右。

表2 无因次注水速度对注水替油效果的影响Tab.2 The influnce of dimensionless injection speed on the effects of water huff and puff measures

3.4 焖井时间

不同的周期注水量所需要焖井时间是不同的。因此当周期注水量为5 000 m3时，设计如下数值模拟方案：注水时的地层压力取49 MPa，注入水密度取1 140 kg/m3，注水速度取200 m3/d，开井工作制度取90 t/d，周期数取1，焖井时间依次取2，8，15，22，28 d 共5 个水平。

周期注水量为5 000 m3时，不同焖井时间下油井开井生产后的初始含水率如表3 所示。从表3 中可以看出，在焖井15 d 之后，含水率不再变化，说明在15 d 之后油水已经充分完成置换。周期注水量为5 000 m3时的最佳焖井时间为15 d。

表3 不同焖井时间下开井后的初始的含水率Tab.3 The initial water cut affer well opening after different soaking t_i_m_e_

应用类似的模拟方法，可以得到在不同周期注水量下的最佳焖井时间如表4 所示。从表4 中可以看出，周期注水量越大，所需的焖井时间越长，不同的周期注水量对应不同的最佳焖井时间。拟合公式为

式中：y—最佳焖井时间，d；

x—周期注水量，m3。

表4 不同周期注水量下的最佳焖井时间Tab.4 The best soaking time at different cycle water injection rates

3.5 开井工作制度

油井开井工作制度（日产液量）的大小与注水替油前油井日产液量有关，如果注水前油井日产液量较大，相应的注水后开井的日产液量也应较大。为了消除注水前油井产液能力不同对开井工作制度造成的影响，定义以下无因次参数

设计如下数值模拟方案：注水时的地层压力取49 MPa，注入水密度取1 140 kg/m3，周期注采比为1.2，注水速度取200 m3/d，焖井时间取20 d，无因次采液速度依次取0.33，0.54，0.75，1.08，1.33。

模拟结果如图5 所示，5 个周期的累产油量随着无因次采液速度的增大先增大后降低，存在极值。这是因为在地层中水的流动能力比油的流动能力强，开井工作制度越大，井底水锥形成越快，锥进越快，虽然产液量增大，但是产油量却下降，但是在一定生产时间内，如果工作制度太小的话，并不能满足日常生产的要求，总产量较小。从图5中可以看出，该区块的最优无因次采液速度为0.75左右。

3.6 小结

通过对注入时机、周期注水量、注水速度、焖井时间、开井工作制度等注采参数的数值模拟研究，可以得到塔里木油田轮古井区注水替油的最优注采参数如表5 所示。

图5 无因次采液速度对注水替油效果的影响Fig.5 The influnce of dimensionless daily liquid production rate on the effects of water huff and puff measures

表5 塔里木油田轮古井区注水替油的最优注采参数Tab.5 The best injection-production parameters for the water huff and puff measures in Lungu well area of Tarim Oilfield

4 矿场应用

优选塔里木油田轮古井区的K9-1，F601-4 这两口井进行注水替油现场试验，应用研究的最优注采参数对这两口井进行参数优化（如表6 所示）。截至2011-11-30，井K9-1 注水替油第一周期累增油1 916.34 t，月生产时率增加8.1%，平均日产油27.7 t，平均含水30.8%；井F601-4 第一周期累增油5 699.11 t，月生产时率增加2.8%，平均日产油109.6 t，平均含水1.5%。从两口井的实施效果来看，注水替油达到了较好的增产效果，从而验证了所研究最优参数的准确性，证明该最优参数对塔里木轮古井区注水替油的注采参数设计有一定指导意义。

表6 井K9-1 和F601-4 优化参数Tab.6 The best injection-production parameters for Well K9-1 and Well F601-4

5 结 论

（1）注水替油技术可以大幅度恢复停喷或低效油井的产能，提高油藏采收率，是开发缝洞型油藏的有效新方法之一。

（2） 通过数值模拟研究，所得塔里木油田轮古井区注水替油注采参数优化结果为：选择“停喷—机采—注水替油”的开发方式，在机采不够抽时进行注水替油；最优无因次第一周期注水量在0.43 左右，最优无因次周期注水量在1.16 左右；最优无因次注水速度在2.08 左右；最优焖井时间由式（1）得到；最优无因次采液速度在0.75 左右。

（3）对注采参数无因次化可以消除油井注水前生产动态的差异对优化参数造成的影响，使所得最优参数具有更广的应用价值，对其他类似技术参数优化研究提供一定借鉴意义。

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