制度效果最佳，异步注采的日注水量为常规注水日注水量的3～4倍。分析结果对低渗透油藏后期注水开发调整具有指导意义。
关 键 词：低渗透油藏；周期注水；异步注采；数值模拟；参数优化
中图分类号：TE 357 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2016）03-0549-03
Abstract： The plane heterogeneity is serious in the test area of low permeability reservoir in Jilin Oilfield. In the middle and later stage of low permeability reservoir development， the remaining oil in space is on a highly decentralized state. The effect of conventional water injection is poor. In this paper， dual-porosity numerical reservoir simulation software and corrected capillary pressure curve were used to analyze the factor of affecting water flooding development. The results show that， the best water injection mode is asynchronous injection production and implemented the sooner the better. Asymmetric reducing water injection time and increasing production time is the best solution. The daily water injection of asynchronous injection production is 3 to 4 times of conventional water injection， which has an instructive significance for the adjustment scheme of water injection development of low permeability reservoir.
Key words： Low permeability reservoir； Cycle water injection； Asynchronous injection production； Numerical simulation； Parameter optimization
我国大部分低渗透砂岩油藏经过井网加密、压裂、酸化、堵水等一系列增产措施后，剩余油已呈高度分散的状态，常规注水开发效果较差。在目前资源匮乏的情况下，如何提高低渗透油藏的采收率成为了国内外共同关注的话题。与其他增产措施相比，周期注水具有投资小、见效快的特点，因此受到了国内外越来越多的重视。研究区块位于吉林油田，平面非均质性严重，属于典型的低渗透砂岩油气藏，截至到目前为止，平均含水率已高达91.2%，且大部分井已经进入到高含水期，水驱效果很差。应用Eclipse软件中的双孔模型，开展以周期注水为主体的数值模拟研究，对影响周期注水效果的因素进行详细的分析，并从中优选出最佳的注水方式、转注时机、注水周期以及注水量，为低渗透油藏后期注水开发调整方案的实施提供了依据。
1 模型的建立
周期注水能够周期性的改变地层压力，促使驱替与吸入过程的交替进行，进而导致毛管力的滞后现象，产生新的毛管压力曲线[1，2]。因此，在研究过程中不能忽视毛管滞后现象对采收率的影响。
以研究区块为基础，将Petrel软件建立的地质模型导入到Eclipse软件中，建立网格系统，X、Y方向的网格步长为25 m，Z方向采用实际的地质分层，划分为18个网格，模型中输入的储层参数如表1所示。然后经过历史拟合、动态数据处理、井史数据处理、断层处理后得到与实际地质情况相符的数值模拟模型。模型采用的是拟合后的PVT相态曲线、油气与油水相对渗透率曲线以及修正后的毛管压力曲线。
2 注水参数优化
2.1 方案设计
利用油藏数值模拟手段，共设计14种方案，分别对不同的注水方式、转注时机、注水周期、注水量对后期注水开发效果的影响进行了定量的分析[3]，并从中优选出最适合研究区块的注水方式。设计的方案及结果如表2 所示。
由于研究区块的布井方式为反九点法，根据产量劈分的原则[4]，一个反九点井组中，角井的产量应为边井的一半。因此，方案对比的注采技术界限为：方案0中，角井产量为10 m3/d，边井产量为20 m3/d，中心井注水量为120 m3/d，其它方案均设定与方案0相同的累积产液量与累积注水量。以方案6为例，注水半周期内，注水井注入量为240 m3/d，生产半周期内，角井产量为20 m3/d，边井产量为40 m3/d。如此一来，在同样的累积注水量与采液量下，各方案开发效果的优劣显而易见。
2.2 注入方式优化
周期注水即周期性的改变注水量，使得油层中形成不稳定的压力场，引起低渗条带与高渗条带或裂缝与基岩块间液体的相互渗流，从而提高采收率[5]；异步注采即注水时关停油井，采油时关停水井，充分利用注水与生产过程中的驱替压差以及毛管的渗析作用[6]，促使原油更多的流向裂缝系统，从而扩大注入水的波及体积，提高驱油效率。
对比方案0～10，结果如图1所示：注水与采油交替进行的异步注采整体效果均优于周期注水，而常规注水效果最差。优选最佳的后期注水方式为异步注采，并在此基础上对异步注采最优的转注时机、注水周期以及注水量进行研究。
2.3 转注时机优化
对比方案0、8、11、12、13，结果如图2所示，在常规注水开发的任何阶段开展异步注采均能起到提高采出程度的效果，但转注时间越早效果越显著。因为异步注采实施时间越长，高渗条带与低渗条带之间的压差越大，液体之间的互相渗流也越充分[7]。
2.4 注水周期优化
对比方案6～10，结果如图3 所示：不对称式短注长采的工作制度效果较好，且升压/降压半周期比越小效果越好。若比值过大，即注水时间过长，减少了停注期间高低渗条带之间液体的交渗，油水不能充分置换，效果接近于常规注水；当比值较小时，地层压力下降幅度较大，会造成井底严重脱气，导致产液、产油指数下降，降低泵效[8]。因此，根据现场的实际经验以及数值模拟的结果，优选出最佳的注水半周期为30 d，生产半周期为90 d，注水半周期内日注水量为常规注水日注水量的4倍。
2.5 注水量优化
异步注采实施过程中，短注长采型的工作制度效果较好，即在注水半周期内尽可能快的将水注入到地层中，迅速恢复地层压力，但注水速度受地面注水系统能力以及地层破裂压力的限制[9]。结合研究区块的实际情况以及前文优选出的最佳注水周期，推荐异步注采日注水量为常规注水日注水量的3～4倍。
3 结 论
（1）对低渗透油藏后期注水开发调整方式来说，异步注采比常规注水、周期注水效果更明显；
（2）在油田的开发过程中，应尽早采用异步注采的注水方式，且不对称式短注长采的工作制度效果最佳，注水半周期内日注水量为常规注水日注水量的3～4倍；
（3）异步注采投资小、见效快，对低渗透油藏的开发具有显著的优势，本文的研究思路及方法，为低渗透油藏后期开发调整方案的实施提供了帮助。
参考文献：
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