水平井分段注水优化效果评价

张学敏，刘 敏，易 飞，马良帅，尹彦君，王良杰

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

水平井注水技术经过近30 年发展，已成为一项成熟技术[1]，其对改善和提高油田注水开发效果发挥了重要作用。目前水平井注水主要采用笼统注水方式[2]，但是受储层非均质性影响，笼统注水存在水平段注入不均衡、剖面矛盾突出等问题[3]。近10 年，随着水平井分段注水工艺技术发展和进步，水平井分段注水已经在胜利、吉林和大港等油田均有现场应用，矿场显示，水平井分段注水有缓解注入矛盾、提高注水效率作用[4]。

目前国内水平井注水技术仍处于探索阶段，实施水平井分段注水井例较少，从而缺乏足够的水平井分段注水与笼统注水驱替效果对比统计样本。

本文在研究H 油田水平井注采效果评价的基础上，建立水平井注采机理模型，利用数值模拟优化法对水平井分段注水和笼统注水效果进行对比评价，评价结果对同类油田实施水平井分段注水措施提供借鉴意义。

1 研究区概况

H 油田构造圈闭类型为受南北两组正断层和地层尖灭控制的组合圈闭，区域内分割为多个断块区。研究区目标层属于盆地底部海底扇碎屑岩沉积，储层高孔低-高渗，孔隙度25%～28%，渗透率20～600 mD。疏松砂岩油藏，地质储量中等丰度。原油密度25～30 API（相对密度0.876 2～0.904 2），气油比50～65 m3/m3，油井单井产量高（2 000～4 000 桶/天）。工区南部断块内钻2 口水平井（一注一采）形成注采井组，其中水平注水井H1 水平段长约650 m，且垂直穿过3 条断层（见图1），水平采油井H2 垂直穿过1 条断层，4 个断块属同一水动力单元，注入井和生产井之间距离约1 700 m，区域储层厚度20～25 m。为保证H1 井拥有统一水驱前缘，提高储层驱油效率，最大限度提高H2 井采出，需通过注水效果优化，明确水平井分段注水与笼统注水差异性。

图1 水平井分段注采机理模型图

2 机理模型建立

根据油藏条件建立注采井组机理模型，设定主要基础参数，其中网格为117×65×25，储层有效厚度25 m，渗透率300 mD，孔隙度26%，水平段长650 m。水平注水井H1 穿过断层1、2、3，分成4 段注水，水平采油井H2 穿过断层4。

3 注采方案

基于水平井分段注水与笼统注水对比目的，依据储层及注采条件设定两种注采对比方案：

方案A：笼统注水方案，预测时长设定为4 年，定液生产，产液量为1 908 m3/d，注水量为1 908 m3/d；

方案B：分段注水方案，在笼统注水方案预测的基础上，分4 段优化注水量，优化时长4 年，定液生产，产液量为1 908 m3/d。

4 模拟结果对比

依据设定方案优化模拟，两种方案模拟结果对比显示：

方案A 井组累产油125.8×104m3，含水率70%；方案B 井组累产油129.2×104m3，含水率56%。分段注水比笼统注水累产油增加3.4×104m3（见表1），含水率却低14%，显示分段注水效果优。

表1 两种方案模拟结果对比

方案A 累积注水量为142.5×104m3，方案B 累积注水量为121×104m3，分段注水比笼统注水累积注水量降低15.1%，注水量下降而累产油不降反增，方案A 累积注采比为1.13:1，而方案B 累积注采比为1:1.07，显示水平井分段注水方案驱替效果好于笼统注水方案。

基于保证水平注水井拥有统一的水驱前缘，从分段注水曲线（见图2）可以看出，各分段注水量均得到不同程度的优化控制，从而在不同时间、不同分段具有不同的注水量。不同时刻剩余油分布对比（见图3）显示，水平井分段注水驱油效率更高、驱替效果更优。

图2 各分段注水曲线

图3 不同时刻剩余油分布对比

5 结论

通过建立水平井注采机理模型，优化模拟水平井分段注水与笼统注水驱替效果，模拟结果表明，水平井分段注水使井组累产油增加，而含水率降低，累积注水量下降，水驱油效率提高，模拟评价水平井分段注水效果优于水平井笼统注水。水平井实施分段优化注水有利于提高井组水驱油效率，并有助于提高油田采油速度和采收率，评价结果对同类油田实施水平井分段注水措施提供较好借鉴意义。