M油田水平井区注水调整研究

周福，王丽娅，王双阳（1. 东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆，1618；2. 东北石油大学非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地，黑龙江大庆，1618；. 中国石油塔里木油田分公司塔中油气开发部，新疆库尔勒，841000）



M油田水平井区注水调整研究

周福1，2，王丽娅1，2，王双阳3
（1. 东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆，163318；
2. 东北石油大学非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地，黑龙江大庆，163318；
3. 中国石油塔里木油田分公司塔中油气开发部，新疆库尔勒，841000）

针对M油田注水波及面积小、驱替效率低、含水率高、油井采油量持续下降等问题，开展了水平井区注水调整研究。本文从注水量和注水周期两方面对注水井进行调整，采用理论计算与动态调整相结合的方式，根据井区注采分析结果，综合考虑地质、油水井动态参数、注采三角形（水平井射孔位置与水井形成的三角形）、剩余油丰度、水井与水平井相对位置等因素，以控制高渗、增加低渗注入量为原则，有针对性对水井进行调整，对低渗透油田水平井区、水井调整具有一定指导意义。

注水调整；注水周期；驱替效率；含水率；注采三角形

引言

M油田主力油层埋藏深度1244m，平均有效厚度7.2m，有效孔隙度17.7%，平均渗透率35×10-3μm2，渗透率变异系数0.6，属中孔低渗透率油藏。自2007年开发以来，目前共有油井185口，水井129口，日注水782m3，日产液246.8t，日产油167.3t，累计产油39.65×104t，采出程度5.16%。目前油田1#、2#水平井区含水率均达90%以上，采出程度5.23%，分析发现油水井间存在低效循环，注水波及面积小，驱替效率低，含水率高，油井采油量持续下降。

本文从注水量和注水周期两方面对1#、2#水平井区水井进行调整。采用多因素影响的平面劈分系数来确定各注水井的单井配注量及小层配注量，并根据油水井相对位置等等方面有针对性的调整水井配注量［1-6］；采用压力波传导到油井井底所需要的时间作为注水周期的理论值，结合注采三角形（水平井射孔位置与水井形成的三角形）、剩余油丰度、水井与水平井相对位置，确定水井注水方式及注水周期，具有一定创新性，对M油田水平井区注水井调整具有一定指导意义。

1　注水井配注量调整研究

1.1配注量调整原则

通过对目前油井综合含水率、油水井间连通状况、来水层位来水方向、目前地层压力及配注量和剩余油分布规律分析，制定水井配注量调整方法如下：

（1）根据油井含水率调整来水方向上水井配注量。分析单井综合含水情况，确定高含水油井，根据模糊理论、产液剖面分析、示踪剂等方法确定高含水油井的主要来水方向，从而降低对应水井的配注量。对于与中低含水油井连通的水井，适当提高或维持现有的配注量；

（2）适当增加连通油井数多的水井的配注量；

（3）适当提高吸水较差的小层水井的配注量。在开发过程中，吸水较差的水井周围油井储层动用效果较差，一般剩余油丰度较高，因此在开发过程中应加强对该类小层的动用；

（4）适当降低强吸水层的水井配注量。对于吸水较好的层系，在开发过程中，周围油井储层动用效果较好，但是逐渐出现含水上升速度快的问题，因此在开发过程中应适当降低强吸水层的配注量；

（5）根据剩余油储量丰度调整水井配注量。根据剩余油分布规律，将剩余储量少的小层配注量适当减少，劈分给剩余储量较多的小层，达到开采剩余油的目的；

（6）根据油水井相对位置调整水井配注量。水平井在开发过程中，由于水平段摩阻使得跟端产液量较大，趾端产液量较小，经过多年开发，跟端部位的剩余油丰度较低，趾端的剩余油丰度较高，因此可以降低跟端部位的水井配注量，增加趾端部位的水井配注量。

1.2理论配注量研究

（1）注采比计算方法

注水开发砂岩油田的注采关系可用1、2式表达：

式中：Wi为累积注水量，104m3；Np为累积产油量，104t；C、D、F 为经验常数；IPR为注采比，无因次；WOR为水油比，无因次；Bo为地层油体积系数，无因次；ρo为地面原油密度，t/m3。利用水驱直线方程，经过运算整理得3式：

通过对区块水驱实际动态数据拟合，确定G、H，再根据采出程度和含水率拟合曲线预测2015年含水率，最后利用上式计算得到合理注采比。

（2）理论配注量计算方法

根据求得的注采比、采油速度，预测该区块的年注水量，并根据以下方法计算单井及层段配注量。

根据考虑多因素影响的平面劈分系数来确定各注水井的单井配注量，计算公式为：

式中：

Qiwi——为i注水井日配注量，m3；

βij——单层劈分系数，无因次；

m、n——分别为i注水井的总层数和注水井总井数；

Kij——为i注水井j层的层段渗透率，10-3μm2

Mij——为i注水井j层的措施改造系数，无因次；

αij——为i注水井j层的位置系数，无因次；

Nij——为i注水井j层的注采井数，无因次；

Hij——为i注水井j层的射开砂岩厚度，m。

在注水井单井配注量的基础上，结合构建的注水井的垂向劈分系数计算得到注水井的各小层的配注量，计算公式为：

式中：

qiwij——为i注水井j层段月配注量，m3。

根据理论计算公式计算，结合调整原则，最终确定M区块1#、2#水平井区水井配注量调整如表1。

表1　水平井区水井配注量表

2　注水周期研究

2.1注水周期调整原则

以剩余油富集部位为重点研究区域，结合注采三角形（水平井射孔位置与水井形成的三角形）、剩余油丰度、水井与水平井相对位置，确定水井注水方式及注水周期，原则如下：

（1）剩余油位于注采三角形中间，水井同步注水；

（2）剩余油位于注采三角形两边，水井异步注水；

（3）剩余油丰度较高，注水周期采用长注短停方案。此种情况下，剩余油多集中于大孔道内，需强化注水，但注水周期不宜过长，避免注入水突进；

（4）剩余油丰度较低，注水周期采用短注长停方案。此种情况下，剩余油多集中于小孔道内，需增加渗吸交换时间，提高渗吸产油量；

（5）水平井跟端附近水井，注水周期采用短注长停方案。因为水平井跟端产液量较大，经过多年开发跟端部位的剩余油丰度一般较低，故应以增加渗吸交换量为主，适当缩短注水时间，延长停注时间；

（6）水平井趾端附近水井，注水周期采用长注短停方案。因为水平井趾端产液量较小，经过多年开发趾端部位的剩余油丰度一般较高，故应以增加注水量为主，适当延长注水时间，缩短停注时间；

（7）针对存在平面干扰井组，则需先对高渗带进行封堵或减少注入量，再按照上述原则调整水井注水周期。

2.2理论注水周期研究

周期注水的合理注水时间T由下式确定：

其物理意义是压力波传导到油井井底所需要的时间。

式中：

T——为注水工作半周期，s；

L——注采井距，m；

η——为未注水时地层平均导压系数。

其中：

式中：

L——储层岩石渗透率，10-3μm2；

Ct——综合压缩系数，Pa-1；

μ——为流体粘度，mPa·s。

为便于实际操作与调整，用区块平均井距计算注水时间，平均井距为300m，渗透率取27×10-3μm2，流体粘度取6.54cp，综合压缩系数取6.8×10-4 MPa-1，计算得到的注水时间为：90天。

按照调整原则对各水井注水周期进行调整，最终确定各井注、停时间如表2所示。

表2　水井注水周期

水井调整前后水平井对比结果如表3。

表3　调整前后动态参数对比

由表可看出，调整后水平井含水率显著下降，日产油量大幅度上升。分析其原因为水井工作制度有针对性的改变增大了剩余油的动用程度，控制了油水井间的低效循环。

3　结论

经过研究表明：

（1）确定各注水井的单井及各层配注量应综合考虑地质、油水井动态等多因素影响，由此确定的注水量劈分系数更符合实际要求。注水量调整应着重考虑油水井相对位置、剩余油储量丰度、各层吸水量、连通油井数、油井含水率等方面因素，采取控制高渗、增加低渗注水量的原则进行调整；

（2）采用压力波传导到油井井底所需要的时间作为周期注水的理论注水时间具有实际意义。调整注水周期时应考虑注采三角形（水平井射孔位置与水井形成的三角形）、剩余油丰度、水井与水平井相对位置等因素，以控制高渗、增加低渗注水时间为原则进行调整。

期待本文研究对我国相关油田工作有所帮助。

［1］黄博. 聚驱油藏后续水驱阶段低效循环判定方法［J］. 油气藏评价与开发，2015，05（03）:53-55.

［2］杨兵，李敬松，祁成祥，冯祥. 基于变权评判方法的底水油藏水平井堵水决策研究［J］. 油气藏评价与开发，2013，03（04）:20-25.

［3］方文超. 基于层次分析法的油气田开发优化决策方法［J］. 油气藏评价与开发，2012，02（06）:37-42.

［4］刘义坤，夏丽华，文华，王凤娇，王永平，蒋云燕. 注聚井参数优化及合理注采压力梯度研究［J］. 当代化工，2015， 44（07）:1534-1537.

［5］徐锋，吴向红，郭肖，田晓，孙天建，王中胜. 低渗透油藏泡沫驱影响因素分析［J］. 科学技术与工程，2014， 14（26）:210-213+223.

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周福（1988-），男，硕士研究生。研究方向：油气田开发理论与技术。

E-mail: zf392632967@qq.com

王丽娅（1992-），女，硕士研究生。研究方向：油气田开发理论与技术。

E-mail: 354201567@qq.com

Study on Water Injection Adjustment of Horizontal Well in M Oilfield

Fu Zhou1，2， Liya Wang1，2， Shuangyang Wang3
（1.Northeast Petroleum University， Key Laboratory of Education of China on Enhanced Oil and Gas Recovery，Daqing， Heilongjiang， 163318， China）
2.Northeast Petroleum University， Accumulation and Development of Unconventional Oil and Gas，State Key Laboratory Cultivation Base Jointly-constructed by Province and the Ministry of Science and Technology，Daqing， Heilongjiang， 163318， China；
3. China Petroleum and natural gas limited liability company， Tower of oil and Gas Development Department of Tarim Oilfield， Korla， Xinjiang， 841000， China）

Aiming at smallwater flooding area， lowdisplacement efficiency， high water content and continuous declining in oil well production， study on adjustment of water injection in horizontal well area has been carried out. In this paper， the water injection well is adjusted from two aspects: water injection quantity and injection period. Using combination of theoretical calculation and dynamic adjustment and according to the analysis results well injection production， considering the geology， dynamic parameters of oil and water wells， injection production triangle （horizontal well perforation position and well formed triangle）， residual oil abundance， wells and horizontal wells relative location factors， the water well is adjusted according to the principle of controlling the high permeability and increase the low permeability，which has certain guiding significance to the adjustment of horizontal well in low permeability oil field.

Water Injection Adjustment；Water Injection Cycle；Displacement Efficiency；Water Content；Injection Production Triangle

TE19

A

2095-8412 （2016） 03-545-05