基于不同裂缝发育程度下周期注水注采参数优化研究

房 娜，张占女，程明佳，朱志强，程 奇

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452； 2.中海油能源发展股份有限公司，天津 300452)

0 引 言

周期注水主要利用压力扰动弹性效应，通过周期性地提高和降低注水量，造成地层压力重新分配和注水波及区内油水在地层中的重新分布，充分提高了注入水波及系数，从而有效改善裂缝性油藏开发效果[1-5]。目前，国内外学者对于周期注水改善裂缝性油藏开发效果以及周期注水增油机理方面，已经有了比较成熟的认识[6-13]。针对周期注水注采参数方面的研究，主要采用一维岩心或者二维剖面模型，该模型不能表征双重介质油藏渗流特性，同时对于周期注水注采参数的研究也主要是定性认识，无定量结论[14-17]。考虑到裂缝性油藏非均质性强，裂缝在平面和纵向上的分布往往差异较大[18-25]，文中主要考虑不同裂缝发育程度下，结合三维物理模拟实验和数值模拟技术，建立实验室条件下数值模型，实现周期注水注采参数定量优化。

1 三维物理模拟模型的建立

对于裂缝性油藏的开发，由于受到古地形、古构造和风化作用的影响，裂缝的发育程度及分布规律差异较大[26-31]。为了便于研究，三维物理模型的构建采用经典的Warren-Root模型。根据锦州A油田岩石物性和储层物性特征，从典型露头区选择微裂缝大量发育的浅啡网纹花岗岩，岩石平均孔隙度为4.0%～7.0%，渗透率为0.3～1.0 mD，与矿场实际情况相接近。以几何相似、动力相似和运动相似为基本原则，利用量纲分析法和方程分析法，推导出裂缝性油藏三维物理模拟相似准则，据此，建立对应的三维物理模型。

2 数值模拟研究

2.1 模型的建立

按照三维物理模型的规格和储层物性参数，采用ECLIPSE软件建立等比例的数值模型。模型采用双孔单渗结构，模型网格数为25×25×50，其中，z方向1～25层表示基质系统部分，26～50层表示裂缝部分，网格步长为1 cm×1 cm×1 cm。根据锦州A油田采用“顶底交错注水开发”的井网部署方式，模型底部设置1口注水井、顶部设置2口采油井，井型均为水平井。

基质系统渗透率为1.0 mD，裂缝系统渗透率为500.0 mD，总孔隙度为6.2%，其中，基质岩块孔隙度为5.0%，裂缝系统孔隙度为1.2%，基质系统和裂缝系统的储量比为3∶1。相对渗透率曲线、PVT参数及岩石应力敏感参数选取油田实际测量值，裂缝渗透率作为历史拟合参数。裂缝发育均匀程度用σ因子表征，σ因子的物理意义为裂缝切割基质岩块的几何参数，σ因子越大，表示裂缝越发育，裂缝切割基质岩块越均匀，即：

(1)

式中：Lx为基质岩块长度，m；Ly为基质岩块宽度，m；Lz为基质岩块高度，m。

根据相似原理，计算三维物理模拟σ因子为0.48。通过调整渗透率、相对渗透率曲线参数，微调孔隙度、高压物性参数，完成驱替实验含水率和产油量的拟合，拟合精度达到90%以上。

2.2 裂缝发育程度对周期注水的影响

为表征裂缝发育程度对周期注水的影响，设计σ因子分别为2.50、0.50和0.10，表征裂缝发育均匀程度分别为好、中、差。对比周期注水和常规注水采收率和含水上升率(表1)。由表1可知，周期注水可以提高裂缝性油藏采收率1.7～3.2个百分点，年平均含水上升率降低0.2～0.7个百分点。随着裂缝发育程度越差，非均质性越强，周期注水降水增油的效果越明显。

表1 不同裂缝发育均匀程度下周期注水增油效果

2.3 周期注水注采参数优化

2.3.1 单因素分析

以油藏采收率作为开发效果的评价指标，通过设计不同注采参数下周期注水方案，分析常规注水转周期注水时机、注采比和间注时间3项指标对周期注水开发效果的影响(图1)。由图1可知，注水时机、间注时间和注采比(注水阶段)3个参数均对采收率较为敏感。注水时机对采收率的影响表现为单调递减性，周期注水开展越早，采收率越高，同时当含水率大于60%时，采用周期注水效果急剧变差，因此，开展周期注水的时机含水率不大于60%。间注时间和注采比对采收率的影响表现出非单调性，在某区间内采收率获得极大值(图1)。原因是间注时间主要影响压降漏斗的“开度”，即调整注水井工作制度后，压力波由注水井井底经过一定时间传播到采油井井底的时间，为最佳的间注时间。注采比主要影响压降漏斗的“深度”，即压力波动的强度，注采比越大，压力波动越大，越能发挥岩石和流体的弹性能以及渗吸作用，当注采比过大时，会造成应力敏感和油井脱气等反向作用，因此，间注时间和注采比均存在最优值。

图1 不同注采参数下周期注水采收率对比

2.3.2 响应曲面设计

为优化不同裂缝发育程度下的注采比和间注时间，同时考虑两者的相互关联与干扰，采用Design-Expert软件进行响应曲面设计(表2)，考虑因素为注采比和间注时间，响应值为采收率，一组实验共设计两因素五水平方案13个。结合响应面设计，分别计算σ因子分别为0.10、0.50、2.50条件下，采收率关于注水时机和注采比的响应曲面(图2)。其中，注采比和间注时间为自变量，采收率为响应值。

表2 响应曲面参数设计

图2为不同裂缝发育程度下采收率响应曲线。由图2可知，裂缝发育均匀程度较差时(σ=0.10)，合理注采比为1.64，间注时间为105 d；裂缝发育均匀程度中等时(σ=0.50)，合理注采比为1.85，间注时间为80 d；裂缝发育均匀程度较好时(σ=2.50)，合理的注采比为1.96，间注时间为65 d。即裂缝分布越不均匀，储层非均质性越强，间注时间应越长，注采比应减小。这是由于储层非均质性越强，常规注水越容易沿大裂缝突进，造成油井过早水淹，注入水无效循环。采用较小的注采比，较长的间注时间，既防止注入水沿高渗层突进，又充分发挥毛管力滞水排油作用，充分提高油藏最终采收率。

3 应用效果

锦州A油田位于辽东湾海域，主力产层为太古宇变质岩潜山，为典型的双重介质油藏。测井资料和取心资料表明，该油藏内部裂缝发育程度横向及纵向差异较大，储层表现出很强的非均质性[18-21]。该油田于2009年12月投入生产，先期投产的区块(2/7井区和5井区)早期采用常规注水开发，油井表现出初期产量高、含水上升快、产量递减大的开发特征。2014年12月，首次在2/7井区开展周期注水试验，根据注采单元裂缝发育程度的不同，注水阶段注采比为1.6～1.9，间注时间为2～3个月。截至2017年，2/7井区累计增油8.9×104m3，含水率降低7.2个百分点。新投产区块(1/8井区)于2015年9月投产，投产即采用周期注水开发。考虑新区块裂缝分布不均，部分注采单元存在大裂缝沟通。

图2 不同裂缝发育程度下采收率响应曲线(投影)

应用上述研究成果，优化不同注采单元注采参数。目前新区块共投产采油井11口，平均单井初期日产油为281 m3/d，目前仍处于无水采油期，较老区平均单井初期日产油提高123 m3/d，无水采油期较老区延长6个月，预计采收率可以提高1.3个百分点(图3)。

图3 1/8井区产油量及含水率变化曲线

4 结论与认识

(1) 建立实验室条件下数值模型，通过拟合三维驱替实验含水率和产油量，有效表征了储层物性和裂缝参数，该方法灵活、简便，模拟结果说服力强。

(2) 与常规注水对比，裂缝发育程度越差，储层非均质性越强，周期注水降水增油效果越好。

(3) 注水时机对采收率的影响表现为“单调性”，即周期注水开展越早，开发效果越好，注采比和间注时间对采收率的影响表现为非单调性，在一定区间内存在最优值。

(4) 对于裂缝发育程度较差，储层非均质性较强的区块，应提前开展周期注水，注水阶段注采比应保持在1.6～1.8，间注时间在3个月左右，采用这种“弱降压”的方式开采，有利于提高裂缝性油藏最终采收率。

(5) 研究成果指导了锦州A油田优化注水工作。通过优化周期注水注采参数，老井区累计增油6.9×104m3，含水率降低7.2个百分点，新区平均单井日产油较老区提高123 m3/d，无水采油期延长6个月，预计采收率可以提高1.3个百分点。