郭迎春 曲全工 曹小朋 季迎春 鄒建 苗明 宋黎光 馮海如 王志興

1. 中石化勝利油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院；2. 中國(guó)石油大學(xué)(北京)；3. 中國(guó)石油三次采油重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室低滲油田提高采收率應(yīng)用基礎(chǔ)理論研究室；4. 石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室

0 引言

不穩(wěn)定注水是提高非均質(zhì)油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果的重要手段之一，通過(guò)周期性地改變注水方式，在高低滲區(qū)域建立不穩(wěn)定壓力波動(dòng)，在油水交滲及低滲區(qū)域彈性力釋放等驅(qū)油機(jī)理作用下，有效提高低滲區(qū)域原油的動(dòng)用程度［1］。目前有關(guān)不穩(wěn)定注水的研究較多，許多學(xué)者通過(guò)數(shù)值模擬對(duì)不同類型油藏不穩(wěn)定注水開(kāi)發(fā)影響因素、適用性及開(kāi)發(fā)效果等進(jìn)行了研究，表明不穩(wěn)定注水對(duì)非均質(zhì)及裂縫性低滲油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)具有較好的適應(yīng)性［2］。將不穩(wěn)定注水應(yīng)用于現(xiàn)場(chǎng)水驅(qū)開(kāi)發(fā)也取得較好效果，可有效降低含水率，提高產(chǎn)油量［3］。此外，任文博等［4］對(duì)縫洞型碳酸鹽巖油藏非對(duì)稱不穩(wěn)定注水進(jìn)行研究，得出非對(duì)稱不穩(wěn)定注水對(duì)大尺度縫洞型碳酸鹽巖油藏也具有很好適應(yīng)性的結(jié)論。殷代印等［5］利用物理模型對(duì)縱向非均質(zhì)和平面非均質(zhì)巖心進(jìn)行常規(guī)注水和不穩(wěn)定注水實(shí)驗(yàn)研究，認(rèn)為毛管力是影響不穩(wěn)定注水主要因素之一。姚鍵歡等［6］對(duì)低滲油藏水平井與直井聯(lián)合井網(wǎng)不穩(wěn)定注水進(jìn)行數(shù)值模擬研究，優(yōu)化了五點(diǎn)法井網(wǎng)不穩(wěn)定注水開(kāi)發(fā)方式。在改善平面非均質(zhì)油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果研究方面，嚴(yán)科等［7］通過(guò)數(shù)值模擬及油藏工程方法研究平面非均質(zhì)油藏注采不均衡問(wèn)題，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐得出調(diào)整井距和注采壓差的方法可改善水驅(qū)波及效率，進(jìn)而提高平面非均質(zhì)油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果的結(jié)論。周涌沂等［8］利用數(shù)學(xué)推導(dǎo)及室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)，表明調(diào)整注采井距的矢量井網(wǎng)能增大注入水對(duì)平面非均質(zhì)油藏水驅(qū)波及效率。但將不穩(wěn)定注水用于平面非均質(zhì)低滲油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)，及在此基礎(chǔ)上進(jìn)行注采優(yōu)化的室內(nèi)物理模擬研究較少，對(duì)于其改善水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果作用機(jī)理也少有研究，本文基于不穩(wěn)定注水對(duì)非均質(zhì)油藏具有較好的適應(yīng)性，利用徑向流模型，在不穩(wěn)定注水基礎(chǔ)上通過(guò)注采優(yōu)化改善平面非均質(zhì)低滲油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果進(jìn)行室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，并分析其作用機(jī)理，以期為目標(biāo)油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)提供理論依據(jù)。

目標(biāo)區(qū)塊2008年1月投產(chǎn)，H148-X35井于2008年12月轉(zhuǎn)為注水井，注水方式為增壓籠統(tǒng)正注，與生產(chǎn)井H148-X19井、H148-X27井和H148-X50井成一組注采井網(wǎng)。在2014年10月—2016年10月生產(chǎn)階段，進(jìn)行了油水井不穩(wěn)定注水試驗(yàn)，其中，2014年10月—2015年11月注水井H148-X35井日注水量由30 m3/d降至20 m3/d。2016年1月不穩(wěn)定注水開(kāi)始見(jiàn)效，日產(chǎn)油量增加了1.7 t/d，井組含水率下降了5.7%。結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)數(shù)據(jù)，注水井注入量配合生產(chǎn)井工作參數(shù)的調(diào)整，井組含水率降低，瞬時(shí)產(chǎn)油量升高。目前不穩(wěn)定注水方式主要針對(duì)注水井的參數(shù)調(diào)整，對(duì)同一井組內(nèi)的生產(chǎn)井參數(shù)調(diào)整的分流控制研究相對(duì)較少，因此，通過(guò)建立室內(nèi)物理模擬模型及對(duì)應(yīng)的物理模擬實(shí)驗(yàn)方法，提出3種不同注采方式，分析改善平面非均質(zhì)井組水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果的機(jī)理，為低成本改善開(kāi)發(fā)效果提供一定的理論依據(jù)。

1 物理模擬實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

1.1 平面非均質(zhì)物理模型設(shè)計(jì)和制作

常規(guī)物理模擬的不穩(wěn)定注水方式多以層間、層內(nèi)非均質(zhì)儲(chǔ)層為研究對(duì)象［9-10］，并未考慮不穩(wěn)定注水在平面非均質(zhì)條件下的情況，與實(shí)際平面非均質(zhì)油藏差異較大。

結(jié)合實(shí)際區(qū)塊注采井網(wǎng)的部署情況(圖1)，設(shè)計(jì)了對(duì)應(yīng)的五點(diǎn)法注水井網(wǎng)徑向流物理模型(圖2)。徑向流模型為平面非均質(zhì)，分布有10×10?3μm2、20×10?3μm2和30×10?3μm2共3種不同滲透率的砂巖，不同滲透率區(qū)域的巖心由質(zhì)量不同的露頭砂在同一作用力下壓制而成，其中滲透率為10×10?3μm2和20×10?3μm2的 砂 巖 體 積 均 占 總 模 型 體 積 的29.18%。注水井I-1井位于模型正中心，模擬現(xiàn)場(chǎng)中的注水井H148-X35井，3口生產(chǎn)井均勻分布在模型邊緣，且位于不同滲透率區(qū)域。P-2井位于滲透率為10×10?3μm2區(qū)域，模擬現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)井H148-X19井；P-1井位于滲透率為30×10?3μm2區(qū)域，模擬現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)井H148-X50井；P-3井位于滲透率為20×10?3μm2區(qū)域，模擬現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)井 H148-X27井。徑向流物理模型與實(shí)際井網(wǎng)的幾何參數(shù)如表1所示。

圖1 現(xiàn)場(chǎng)注采井網(wǎng)部署情況Fig. 1 Deployment of injection/production well pattern on site

圖2 物理模型設(shè)計(jì)圖Fig. 2 Design diagram of the physical model

表1 物理模型與現(xiàn)場(chǎng)注采幾何參數(shù)對(duì)比Table 1 Geometric parameter comparison between physical model and field injection/production

1.2 實(shí)驗(yàn)參數(shù)設(shè)計(jì)

本研究主要圍繞現(xiàn)場(chǎng)注水速度改變對(duì)生產(chǎn)井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的影響展開(kāi)，并在此基礎(chǔ)上進(jìn)行注采優(yōu)化研究，因此，物理模擬實(shí)驗(yàn)的生產(chǎn)和注水參數(shù)設(shè)計(jì)是主要影響因素，相似準(zhǔn)則參考孔祥言等［11］推導(dǎo)的物理模擬水驅(qū)實(shí)驗(yàn)。相似數(shù)計(jì)算后的實(shí)驗(yàn)參數(shù)與現(xiàn)場(chǎng)參數(shù)如表2所示。物理模擬實(shí)驗(yàn)條件下的日注入速率轉(zhuǎn)換成實(shí)驗(yàn)條件下的注入速率為5.25×10?4m3/d(折合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)注入速度為0.367 mL/min)和3.52×10?4m3/d(折合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)注入速度為0.244 mL/min)。

表2 物理模擬實(shí)驗(yàn)與現(xiàn)場(chǎng)條件的注水參數(shù)Table 2 Water injection parameters in physical simulation experiment and field condition

1.3 實(shí)驗(yàn)材料及設(shè)備

實(shí)驗(yàn)用油：按目標(biāo)區(qū)塊油藏地層原油組成配制的模擬油。地面原油密度0.877 g/cm3，地層原油密度0.746 g/cm3(65 ℃)；地面原油黏度20.4 mPa · s，地層原油黏度1.2 mPa · s(65 ℃)。

實(shí)驗(yàn)用水：地層水總礦化度29 884 mg/L，水型為CaCl2型，pH值為6.8。

實(shí)驗(yàn)巖心：按設(shè)計(jì)的幾何參數(shù)，采用目標(biāo)地層露頭砂壓制的人工巖心。

實(shí)驗(yàn)設(shè)備：HXH-100B型高壓恒速恒壓泵(0～30 MPa)；KDHW-Ⅱ型恒溫箱(0～150 ℃)；活塞式液體中間容器(1 000 mL×2個(gè)，0～35 MPa)；高壓徑向流巖心加持器，工作壓力0～15 MPa，可放置直徑40 cm、厚度4～6 cm人造巖心的徑向流模型(圖3)，巖心腔室下部有活塞可以提供軸壓，周圍有橡膠套筒可提供圍壓固定巖心；回壓閥4個(gè)、六通閥2個(gè)，不同長(zhǎng)度耐腐蝕鋼制管線若干，手動(dòng)計(jì)量泵1個(gè)，液體計(jì)量裝置3套，壓力傳感器及配套計(jì)算機(jī)設(shè)備等(圖4)，以上設(shè)備均由江蘇海安石油科研儀器有限公司提供。

1.4 實(shí)驗(yàn)步驟

1.4.1 實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備(1)測(cè)量模型直徑和厚度，計(jì)算視體積；(2)將模型放入徑向流巖心夾持器中，向夾持器加10 MPa軸壓和9 MPa圍壓；(3)抽真空、飽和地層水，計(jì)算孔隙體積；(4)依據(jù)徑向流滲流關(guān)系式，利用流量與壓差測(cè)定各方向生產(chǎn)井的水測(cè)滲透率(表3)；(5)保持實(shí)驗(yàn)溫度為65 ℃，飽和模擬油至束縛水飽和度，計(jì)算初始含油飽和度，并老化48 h。

圖3 模型實(shí)物圖Fig. 3 Picture of the model

圖4 不穩(wěn)定水驅(qū)平面徑向流模擬物理實(shí)驗(yàn)流程圖Fig. 4 Flow chart of the plane radial-flow physical experiment on unstable waterflooding

表3 實(shí)驗(yàn)物理模型滲透率參數(shù)Table 3 Permeability parameters of the experimental physical model

1.4.2 脈沖注水方式

本實(shí)驗(yàn)條件下，脈沖注水方式為注水井按設(shè)定的注入速率達(dá)到設(shè)計(jì)的注入量，再降低流速，僅改變注水井的工作制度的一種不穩(wěn)定注水方式。

實(shí)驗(yàn)內(nèi)容：(1)以0.367 mL/min恒速注水，同時(shí)打開(kāi)P-1井、P-2井和P-3井，各生產(chǎn)井設(shè)置相同回壓；(2)0.367 mL/min速度下注水6 h后，降至0.244 mL/min繼續(xù)水驅(qū)2 h；(3)記錄整個(gè)實(shí)驗(yàn)過(guò)程中各生產(chǎn)井的生產(chǎn)壓差、產(chǎn)油量和產(chǎn)水量變化。

1.4.3 同步平衡產(chǎn)液量方式

本實(shí)驗(yàn)條件下，同步平衡產(chǎn)液量是給生產(chǎn)井設(shè)定不同回壓值，形成不同生產(chǎn)壓差，平衡生產(chǎn)井因非均質(zhì)引起的不均勻產(chǎn)液量而進(jìn)行的脈沖注水。

實(shí)驗(yàn)內(nèi)容：(1)以0.367 mL/min恒速注水，P-1井、P-2井和P-3井設(shè)置不同回壓，并同時(shí)開(kāi)井，保持恒定注水速度6 h；(2)降低注水速度至0.244 mL/min后，繼續(xù)水驅(qū)2 h；(3)記錄整個(gè)實(shí)驗(yàn)過(guò)程中各生產(chǎn)井的生產(chǎn)壓差、產(chǎn)油量和產(chǎn)水量變化。

1.4.4 異步平衡產(chǎn)液量方式

本實(shí)驗(yàn)條件下，異步平衡產(chǎn)液量方式為在高注入速率階段采用與脈沖注水相同的注入?yún)?shù)，低注入量階段各生產(chǎn)井設(shè)定不同回壓值，產(chǎn)生不同生產(chǎn)壓差，平衡生產(chǎn)井因非均質(zhì)引起的不均勻產(chǎn)液量。

實(shí)驗(yàn)內(nèi)容：(1)以0.367 mL/min恒速注水，P-1井、P-2井和P-3井設(shè)置相同回壓，并同時(shí)開(kāi)井，保持恒定注水速度6 h；(2)降低注水速度至0.244 mL/min，P-1井、P-2井和P-3井設(shè)置不同回壓，繼續(xù)水驅(qū)2 h；(3)記錄整個(gè)實(shí)驗(yàn)過(guò)程中各生產(chǎn)井的生產(chǎn)壓差、產(chǎn)油量和產(chǎn)水量變化。

3種不穩(wěn)定注水方案的水驅(qū)實(shí)驗(yàn)徑向流物理模型參數(shù)如表3和表4所示。

表4 實(shí)驗(yàn)物理模型基礎(chǔ)參數(shù)Table 4 Basic parameters in the experimental physical model

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 不同注采方式下生產(chǎn)壓差分析

脈沖注水方式生產(chǎn)壓差變化如圖5所示。在0.367 mL/min水驅(qū)階段，受巖心非均質(zhì)性及各區(qū)域內(nèi)滲流阻力影響，水驅(qū)前緣不穩(wěn)定，注入壓力波動(dòng)變化，注水量達(dá)0.04 PV左右時(shí)，高滲部位P-1井見(jiàn)水，水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道形成，水驅(qū)前緣相對(duì)穩(wěn)定，模型生產(chǎn)壓差有所降低后趨于穩(wěn)定。注入量0.122 PV時(shí)，注水速率降低為0.244 mL/min，降低瞬間，高滲區(qū)域由于滲透率較高，壓力傳導(dǎo)速度大，壓力下降快，而低滲區(qū)域滲透率較低，壓力傳導(dǎo)速度小，壓力釋放慢，對(duì)高滲區(qū)域形成反向壓力梯度，表現(xiàn)為注入壓力的上升，在短暫的不穩(wěn)定壓力波動(dòng)后，低滲區(qū)域與高滲區(qū)域的壓力傳導(dǎo)速度穩(wěn)定，注入壓力降低。

圖5 脈沖注水方式模擬井組生產(chǎn)壓差變化Fig. 5 Variation of the production pressure difference of the simulated well group in the mode of pulse water injection

同步平衡產(chǎn)液量注采方式生產(chǎn)壓差如圖6所示。0.367 mL/min水驅(qū)階段，3口生產(chǎn)井注采壓差波動(dòng)較大，但保持相對(duì)穩(wěn)定的差值，表明水驅(qū)前緣在不同注采壓差下向生產(chǎn)井相對(duì)穩(wěn)定推進(jìn)。注水速率降至0.244 mL/min后，注入壓力降低，調(diào)節(jié)各生產(chǎn)井生產(chǎn)壓差與前一階段相同。由于調(diào)整了各生產(chǎn)井的注采壓差，低滲區(qū)域吸水能力得到改善，高、低滲區(qū)域之間沒(méi)有產(chǎn)生較大吸水量差異，故在降低注入量時(shí)，沒(méi)有形成明顯的壓力波動(dòng)。

圖6 同步平衡產(chǎn)液量方式下模擬井組生產(chǎn)壓差變化曲線Fig. 6 Variation of the production pressure difference of the simulated well group in the mode with synchronously balanced liquid production rate

異步平衡產(chǎn)液量注采方式生產(chǎn)井壓差如圖7所示。0.367 mL/min水驅(qū)階段，初期的生產(chǎn)壓差保持穩(wěn)定，當(dāng)高滲井(P-1)見(jiàn)水后，驅(qū)替阻力降低，生產(chǎn)壓差增加。注水速率降至0.244 mL/min，并伴隨不同生產(chǎn)井壓差的調(diào)節(jié)，低滲區(qū)域注采壓差加大，異步平衡產(chǎn)液量方式在脈沖注水基礎(chǔ)上進(jìn)行了產(chǎn)液量平衡，在形成不穩(wěn)定壓力場(chǎng)同時(shí)，調(diào)節(jié)各生產(chǎn)井注采壓差，大幅度改善低滲區(qū)域水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果。

圖7 異步平衡產(chǎn)液量方式下模擬井組生產(chǎn)壓差變化曲線Fig. 7 Variation of the production pressure difference of the simulated well group in the mode with asynchronously balanced liquid production rate

2.2 不同注采方式下產(chǎn)液情況分析

脈沖注水的方式模型瞬時(shí)產(chǎn)液量情況如圖8所示。0.367 mL/min水驅(qū)階段，由于高滲部位滲流阻力小，模型整體瞬時(shí)產(chǎn)液(產(chǎn)油)較大，且高滲部位吸水量大，水驅(qū)前緣在注入量為0.053 PV左右時(shí)達(dá)到P-1井，水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道形成后，注入水則大部分沿水竄通道產(chǎn)出，瞬時(shí)產(chǎn)水量增加，注入水對(duì)低滲區(qū)域波及效率降低，模型整體瞬時(shí)產(chǎn)油量下降，各井采收率曲線(圖9)也表明，模型見(jiàn)水前各井采收率穩(wěn)定增加，滲透率越高區(qū)域采收率越大，見(jiàn)水后，受水流優(yōu)勢(shì)通道影響，各井采收率有所降低，尤其是滲透率最低的P-2井，其采收率增加幅度在模型見(jiàn)水后明顯低于其他兩口生產(chǎn)井。平面非均質(zhì)油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)時(shí)，在相同注采壓差下，高滲區(qū)域見(jiàn)水前低滲區(qū)域原油可被部分動(dòng)用，高滲區(qū)域見(jiàn)水后，低滲區(qū)域由于滲流阻力大很難被注入水波及，造成低滲區(qū)域見(jiàn)水后開(kāi)發(fā)效果差，模型整體采收率較低約為22.55%。0.244 mL/min水驅(qū)階段，注水速度降低后，瞬時(shí)產(chǎn)液和瞬時(shí)產(chǎn)水下降，瞬時(shí)產(chǎn)油量沒(méi)有明顯下降趨勢(shì)，原因是在降低注水速率后，低滲區(qū)域壓力響應(yīng)較慢，其壓力高于高滲區(qū)域，在壓差作用下及彈性力驅(qū)動(dòng)下，部分剩余油進(jìn)入高滲區(qū)域被產(chǎn)出，表現(xiàn)為P-1井采收率保持穩(wěn)定增加，最低滲透率的P-2井采收率也有所增加，中等滲透率的P-3井彈性力較弱，增加趨勢(shì)不如P-2井，不穩(wěn)定注水后提高采收率約為6.32%。高低滲吸水量穩(wěn)定后，高低滲區(qū)域壓力平衡，油水交滲作用減弱，模型瞬時(shí)產(chǎn)油量下降，瞬時(shí)產(chǎn)水量則在短暫的降低后又迅速增加，模型又進(jìn)入高含水產(chǎn)油階段。脈沖注水方式可有效改善低滲區(qū)域注水開(kāi)發(fā)效果，從而提高模型整體采收率，最終采收率約為28.87%。

圖8 脈沖注水方式下井組瞬時(shí)產(chǎn)液量Fig. 8 Instantaneous liquid production rate of the well group in the mode of pulse water injection

圖9 脈沖注水時(shí)各井采收率Fig. 9 Recovery factor of each well in the mode of pulse water injection

同步平衡產(chǎn)液量注采方式井組瞬時(shí)產(chǎn)液量及采收率如圖10、圖11所示。0.367 mL/min水驅(qū)階段，在各井設(shè)置了合適的注采壓差后，延緩了注入水沿高滲層的快速推進(jìn)，注入水對(duì)低滲區(qū)域波及效率得到改善，模型整體瞬時(shí)產(chǎn)液相對(duì)穩(wěn)定，水驅(qū)前緣未達(dá)到P-1井；采收率曲線表明各井采收率穩(wěn)定增加，P-2井采收率曲線與P-3井接近，說(shuō)明同步平衡產(chǎn)液量注采方式有效改善了低滲區(qū)域水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果，整體階段采收率較高約為25.47%。0.244 mL/min水驅(qū)階段，注水速度降低，高低滲區(qū)域之間產(chǎn)生油水交滲，低滲區(qū)域產(chǎn)生彈性力驅(qū)油，同時(shí)又由于設(shè)置了不同的注采壓差，低滲區(qū)域驅(qū)油效率及波及效率增加，模型瞬時(shí)產(chǎn)油量有明顯的上升，在注入量0.12 PV左右，水驅(qū)前緣到達(dá)P-1井，模型瞬時(shí)產(chǎn)水量增加，瞬時(shí)產(chǎn)油下降；采收率曲線可明顯看到低滲井P-2井及P-3井在降低注水速度后，采收率增加幅度大于高速率水驅(qū)階段，而高滲區(qū)域由于注水速度降低及水竄形成，采收率增加幅度相比高速水驅(qū)階段有所降低，整體階段采收率約為6.19%。在同步平衡產(chǎn)液量注采方式下，調(diào)整各區(qū)域注采壓差的同時(shí)進(jìn)行不穩(wěn)定注水，有效延緩注入水沿高滲區(qū)域突破，提高注入水對(duì)低滲區(qū)域的波及效率，并在利用低速水驅(qū)階段不穩(wěn)定注水形成的驅(qū)油機(jī)理進(jìn)一步對(duì)低滲區(qū)域原油進(jìn)行挖潛，模型整體采收率較大約為31.66%。

圖10 同步平衡產(chǎn)液量時(shí)井組瞬時(shí)產(chǎn)液量情況Fig. 10 Instantaneous liquid production rate of the well group in the mode with synchronously balanced liquid production rate

圖11 同步平衡產(chǎn)液量時(shí)各井采收率Fig. 11 Recovery factor of each well in the mode with synchronously balanced liquid production rate

異步平衡產(chǎn)液量注采方式井組瞬時(shí)產(chǎn)液量及采收率如圖12、圖13所示。0.367 mL/min水驅(qū)階段，瞬時(shí)產(chǎn)液變化規(guī)律類似脈沖注水方式，0.055 PV左右時(shí)P-1井產(chǎn)水，瞬時(shí)產(chǎn)水量增加，瞬時(shí)產(chǎn)油量下降，采收率曲線也類似脈沖注水方式，見(jiàn)水前高滲區(qū)域采收率較大，各井采收率穩(wěn)定增加，P-1井見(jiàn)水后，其采收率增加放緩，低滲區(qū)域采收率增加速度減小，階段整體采收率約為22.58%。0.244 mL/min水驅(qū)階段，不穩(wěn)定注水同時(shí)調(diào)整各井注采壓差，平衡產(chǎn)液量，形成油水交滲作用及彈性力驅(qū)油的同時(shí)，提高注入水對(duì)低滲區(qū)域的波及量，低滲區(qū)域壓力增大，油水交滲及彈性力作用效果增強(qiáng)，低滲區(qū)域原油被大量采出，表現(xiàn)為模型整體瞬時(shí)產(chǎn)油量增加，瞬時(shí)產(chǎn)水量降低，采收率曲線可明顯看到低滲區(qū)域采收率增加幅度變大，階段提高總體采收率約為8.15%。在不穩(wěn)定注水的同時(shí)提高低滲區(qū)域注采壓差可在增大低滲區(qū)域水驅(qū)油效率同時(shí)，提高注入水的波及效率，緩解高滲區(qū)域水竄情況，提高模型整體采收率，最終采收率約為30.73%。

圖12 異步平衡產(chǎn)液量方式下井組瞬時(shí)產(chǎn)液量曲線Fig. 12 Instantaneous liquid production rate of the well group in the mode with asynchronously balanced liquid production rate

圖13 異步平衡產(chǎn)液量時(shí)各井采收率Fig. 13 Recovery factor of each well in the mode with asynchronously balanced liquid production rate

2.3 不穩(wěn)定注水方式下的采出程度分析

3種注采方式井組總體采收率如表5所示。

表5 3種注采方式采收率對(duì)比Table 5 Comparison of recovery factor between three injection/production modes

0.367 mL/min水驅(qū)階段，脈沖注水時(shí)，受滲流阻力影響，在相同注采壓差下，注入水對(duì)低滲區(qū)域的波及效率低，因而采收率較低，同時(shí)由于水驅(qū)前緣較快到達(dá)高滲區(qū)域生產(chǎn)井P-1井，進(jìn)一步降低注入水對(duì)低滲區(qū)域的波及效率，模型整體采收率較差為22.55%；同步平衡產(chǎn)液量注采方式下，由于大幅度提高低滲區(qū)域的注采壓差，注入水對(duì)低滲區(qū)域波及效率得到改善，低滲區(qū)域采收率有所提高，同時(shí)延緩了注入水向高滲區(qū)域的推進(jìn)速度，高滲區(qū)域波及效率也有所改善，采收率較高為25.47%，P-2井波及效率的增加對(duì)P-3井波及效率有所影響，P-3井采收率較低；異步平衡產(chǎn)液量注采方式下，由于階段注采方式類似于脈沖注水，注入水沿高滲井突破，低滲區(qū)域波及效率低，采收率低，模型整體采收率較差為22.58%。階段采收率差異表明，同步平衡產(chǎn)液量注采方式通過(guò)調(diào)整各井注采壓差，有效延緩注入水沿高滲區(qū)域突破，改善整體波及效率，提高平面非均質(zhì)模型整體采收率。

0.244 mL/min水驅(qū)階段，低滲井P-2井采收率增加幅度較大，降低注水速度引起的不穩(wěn)定壓力差及低滲區(qū)域彈性力釋放帶來(lái)低滲區(qū)域驅(qū)油效率的增加，同時(shí)緩解高滲區(qū)域的水竄情況，整體采收率增加為6.32%；同步平衡產(chǎn)液量注采方式，調(diào)整各井注采壓差后，不穩(wěn)定注水時(shí)產(chǎn)生的不穩(wěn)定壓差及低滲區(qū)域彈性力釋放不明顯，僅在降低注水速率后改善低滲區(qū)域水驅(qū)波及效率，而高滲區(qū)域由于注入水突破，模型整體采收率提升較低為6.19%；異步平衡產(chǎn)液量注采方式，低滲區(qū)域采收率增加程度遠(yuǎn)大于高滲區(qū)域，表明降低注水速度并提高低滲區(qū)域注采壓差后，產(chǎn)生油水交滲作用及彈性力驅(qū)動(dòng)作用更強(qiáng)，低滲部位驅(qū)油效率增加同時(shí)，波及效率也得到改善，低滲區(qū)域剩余油被進(jìn)一步挖潛，特別是在高滲區(qū)域過(guò)早水竄后低滲區(qū)域波及效率明顯降低時(shí)，這種注采方式可強(qiáng)化對(duì)低滲區(qū)域的水驅(qū)采油，從而改善見(jiàn)水后模型整體開(kāi)發(fā)效果，采收率增加值為8.15%。

3種注采方式下模型最終采收率分別為28.87%、31.66%和30.73%。單一不穩(wěn)定注水利用注水量變化產(chǎn)生不穩(wěn)定壓力差，形成高低滲區(qū)域油水交滲及低滲區(qū)域彈性力釋放提高低滲區(qū)域驅(qū)油效率，提高低滲區(qū)域原油動(dòng)用程度，改善平面非均質(zhì)油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果；相比單一不穩(wěn)定注水，其他兩種注采方式均在不穩(wěn)定注水基礎(chǔ)上進(jìn)行了優(yōu)化，并明顯提高水驅(qū)采收率，但兩者適用情況有別，同步平衡產(chǎn)液量注采方式適用于水流優(yōu)勢(shì)通道形成前的平面非均質(zhì)油藏注水開(kāi)發(fā)，旨在提高整體波及效率的同時(shí)，利用不穩(wěn)定注水進(jìn)一步改善低滲區(qū)域開(kāi)發(fā)效果；異步平衡產(chǎn)液量注采方式在高滲區(qū)域見(jiàn)水后，通過(guò)不穩(wěn)定注水及提高低滲區(qū)域注采壓差方式，強(qiáng)化對(duì)低滲區(qū)域的開(kāi)發(fā)，對(duì)于注水開(kāi)發(fā)后期的平面非均質(zhì)油藏，可利用該注采方式動(dòng)用開(kāi)發(fā)效果較差的低滲區(qū)域，改善水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果。

3 結(jié)論

(1)不穩(wěn)定注水可明顯提高低滲區(qū)域采收率，改善平面非均質(zhì)低滲油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果。

(2)同步平衡產(chǎn)液量注采方式通過(guò)調(diào)整注采壓差，改善平面非均質(zhì)低滲油藏水驅(qū)波及效率，同時(shí)利用不穩(wěn)定注水產(chǎn)生的驅(qū)油機(jī)理動(dòng)用低滲區(qū)域剩余油，開(kāi)發(fā)效果優(yōu)于單一不穩(wěn)定注水。

(3)異步平衡產(chǎn)液量注采方式，在平面非均質(zhì)低滲油藏水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道形成后，實(shí)施不穩(wěn)定注水并調(diào)整各井注采壓差，大幅度提高低滲區(qū)域采收率，從而改善見(jiàn)水后井組水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果。

(4)平面非均質(zhì)低滲油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)早期可利用同步平衡產(chǎn)液量注采方式，油藏整體水驅(qū)波及效率較高，對(duì)于處于水驅(qū)開(kāi)發(fā)后期高含水階段平面非均質(zhì)低滲油藏，可采用異步平衡產(chǎn)液量注采方式，進(jìn)一步挖潛低滲區(qū)域剩余油，改善水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果。