稀油油藏活性水驱注采参数优化方法的探索

王亮

摘 要：稀油油藏中含水较多，不易开发。本文利用单变量法和正交实验设计法对活性水驱注采参数进行优化分析，为稀油油藏的开发提供参考。

关键词：稀油油藏；活性水驱；注采参数优化

1 实验概况

某油田油层具有保护层多、单层薄、砂体类多、非均匀程度高等特点，地下油黏度为4.8MPa·s，属于稀油油藏。该油田油层1m以上油层水样比例在90%，水淹厚度较低，水淹部位在油层底部。该油田油层含油面积为0.7km2，地质储量63×104t，累计产油14.4×104t，产水33.2×104m3，综合含水在82.8%。

为了提高对該油田的原油采集，采取活性水驱油技术，向注入水中加入适当浓度的表面活性剂，改善油水界面额张力，提升原油的流动性。在活性水驱油采集技术中，注采参数会影响到采油的效果，需要对注采参数进行优化，以取得满意的采油效果。通过单变量法和正交实验设计对油田注采参数进行优化研究，分析最佳注采参数组合。

2 通过单变量法对合理注采参数进行优化

活性水的注入浓度、时机、速度、年限、方式等都对稀油油藏活性水驱油开采效果产生影响。只要改变其中一个注采参数，将其他参数固定，可以通过对比判断开采效果，选出最佳的参数组合。

在进行活性水驱油实验时，对活性水质量浓度分别设为0.000%、0.001%、0.050%、0.100%、0.200%、0.400%。随着活性水浓度的增加，驱油量会越来越多，雷击的增油量会逐渐趋于临界值。导致这种情况的原因是油水界面的张力会随着活性水浓度的增加先增加后减小，存在一个最佳值。当活性水的浓度在最佳值之前时，油水界面的张力会因活性水浓度增加而增加；当活性水浓度在最佳值之后时，油水界面的张力会因活性水浓度增加而降低。取0.200%作为最佳活性水浓度。进行活性水驱油，要综合考虑含水率，可设置为20%、30%、50%、70%、80%、85%、90%。无论哪种含水率，活性水驱油的效果都区域接近，累计采油量相当，说明活性水的注入时机对油的采收效果没有特别的影响。为了降低成本投入，可选择含水率在85%后进行活性水驱油。活性水驱油的注入量可为24、27、30、33、36m3/d。实验中，注采比在1以下时，水线均匀突进，波及系数较大，含水率较低，累计增油量较高；当注采比在1以上时，水线的突进较为明显，含水率高，增油量降低。过大的注采比会影响井下压力，导致压力下降，可选择不超过1的注采比，注入速度在27～30m3/d之间。对活性水驱油实验的注入时间设为1～9a，间隔1a，向进行活性水驱油，后进行常规水驱油。实验开始阶段，累计产油量会随着活性水的注入时间延长而增加，在5a时达到最大值。当超过5a后，增油量会逐渐降低，恢复常规注水后，水的含量增加较快。因此在实验时选择5a为最佳注入时间。实验中设定注入量为30m3/d，选择4种注入段塞组合，分别是：0.08倍孔隙体积的活性水段塞与水驱段塞，0.15倍孔隙体积的活性水段塞与水驱段塞，0.22倍孔隙体积的活性水段塞与水驱段塞，0.30倍孔隙体积的活性水段塞与水驱段塞。实验结果表明，累计产油量与单次注入段塞长度成正比。开始注入时，段塞越长，活性水与原油会混合越充分，效果越明显；随着注入的活性水增多，油水界面张力变化不在明显，各种组合的开发效果趋于接近。最合适的注入段塞为0.22倍孔隙体积。

3 通过正交实验设计对注采参数进行优化

在单变量法优化注采参数时，只能改变某个因素，而其他因素要求不变。这样的优选方式无法综合考虑多个因素对结果的影响。正交实验设计在优化注采参数时，能够大幅度减少试验次数，优化参数可选注入的浓度、年限、时机、速度等4个因素，通过水平正交设计方案进行模拟，分析各因素水平均值和极差，对累计产油量进行结果评价。

通过正交实验设计，优化参数的各因素极差越大，对累计产油量的结果影响越大。可以评价影响累计产油量的因素主次关系为：注入速度、注入年限、注入时机、注入浓度。其中，注入速度影响最大，注入年限对结果有一定影响，注入浓度影响最小。经过实验分析可得4个因素的最优组合为：注入浓度0.30%，注入时机含水量85%，注入速度30m3/d，注入年限6a，同单变量法对注采参数优化的指标基本一致。因此，对稀油油田进行开发时，需要根据现场情况制定合理方案，通过对设备的状况、产液能力、底层吸水能力等综合考虑，选择最佳注入速度，让活性水驱注采参数得到优化，加强稀油的开采。

4 结论

稀油油藏的开采运用活性水驱采油技术时，需要对注采参数进行优化。一定要通过现场具体情况，根据设备、井场现状等进行合理配注。其中，注入速度是影响活性水驱开发效果最大的因素。在设定注采参数时，可选择的最佳参数组合为：0.30%的注入浓度，30m3/d的注入速度，含水率85%以上的注入时机，6a的注入年限。

参考文献：

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