陈道远 陈林媛 郭立强
中原油田分公司勘探开发研究院，河南 濮阳457001
摘要：中原油田整体处于特高含水开发中后期，主要以水驱开发为主，受低油价的影响，投资缩减，原油产量下降，吨油成本持续攀升，效益开发形势严峻。水动力学注水作为一种低成本水驱提高采收率技术，已得到广泛应用。本文在前人研究的基础上，结合中原油田油藏特点，形成了一套复杂断块油藏水动力学注水技术政策，并进行了矿场试验。研究表明，水动力学注水对于低油价下改善断块油藏后期开发效果，提高水驱采收率具有重要意义。
关键词：水动力学注水 低油价 特高含水期 复杂断块 低成本开发
0引言
水动力学注水包括周期注水、变强度注水和注采耦合等方式，是一种低成本水驱提高采收率技术，广泛应用于江汉[1]、胜利[2]、大庆[3]等油田，获得了显著效果。本文在前人研究的基础上，重点针对复杂断块油藏高-特高含水开发阶段，从室内试验、油藏数值模拟和矿场试验三个方面进行了系统的梳理，摸索出一套适用的水动力学注水方法，为复杂断块油藏高-特高含水期效益开发提供依据。
1水动力学注水的技术机理
为研究水动力学注水的技术机理，研究设计了多套水驱油室内试验和油藏数值模拟方案，对比不同方案下油藏压力场、流线场和饱和度场变化，明确了水动力学注水机理。
（1）激动注水井井点压力，改变原稳定压力场，降压周期时会产生新的压力高点
在常规稳定注水方式下，水井的日注水量基本稳定，注水井井底压力保持不变，井区内压力场分布图上显示为制高点，与对应油井间形成单向稳定的压力梯度。水动力学注水通过周期性的改变注水量，使注水井压力发生周期性变化，在升压周期内，地下压力场分布与常规稳定注水相似；在降压周期内，由于水井日注水量下调，井底压力下降，地层压力也呈下降趋势。由于不同储层的导压系数不同，相同时间内压力变化存在差异，中渗层导压系数大，降压快，低渗层则与之相反，因此在降压阶段内，低渗区会产生新的压力高点，与油井形成新方向上的的压力梯度。
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图1 水动力学注水不同周期压力场分布图
（2）压力场改变后，流线场随之改变，降压阶段可增加新的流线方向
常规注水时，注采流线相对固定，沿注水井指向油井。水动力学注水升压周期内，注采流线与稳定注水相似；进入降压阶段，会产生新的压力高点，形成新的生产压差，此时会产生新的流线，其方向是沿低渗区的压力高点指向油井井底。
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图2 水动力学注水降压周期压力场与流线场分布图
（3）流线的交替变化，使饱和度场发生改变
在水动力学注水降压周期，存在两个方向的流线：一是沿注水井指向油井，该流线方向上剩余油饱和度相对较低；二是沿边角低渗区指向油井，该流线方向上剩余油饱和度相对较高。升压阶段，受水井方向上的流线影响，油井井底剩余油饱和度呈下降趋势；降压阶段，由于增加了新的流线方向，且剩余油饱和度相对较高，油井井底剩余油饱和度呈上升趋势。
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图4 油井井底剩余油饱和度变化曲线
综上所述，水动力学注水是由于水井压力周期性的变化，注采流线呈交替变化，使饱和度场发生周期性改变，与常规注水相比，波及面积更大，驱油效率更高，最终水驱采收率更高。
2不同类型水动力学方法政策界限
在水动力学注水机理认识的基础上，为便于指导矿场实施，进一步开展水动力学注水适应性和技术政策界限研究。按照油田复杂断块油藏分类，建立了复杂小断块、多层复杂断块和厚油层复杂断块三个实际模型，设计多套注水方案，对比分析不同模型下注水效果，从而确定水动力学注水的政策界限。
（1）注采耦技术政策
注采耦合的工作制度是周期性交替开关油水井，周期方式设置为对称周期，注水周期设置了5-70天共10套注水方案；注采比设置了0.5-1.2共8套注水方案；采液强度设置了3-10 m3/d/m共8套注水方案，依据设计方案进行数值模拟，对比分析数值模拟结果，优选出合理的参数界限。从分析结果来看，合理注水周期为30-50天，合理注采比为0.9-1.0，合理注水强度为5-6m3/d/m。
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图8 注采耦合合理技术政策
（2）周期注水技术政策
周期注水的工作制度是周期性开关注水井，注水周期界限设置为10-160天共13套注水方案；注采比设置了0.8-1.15共8套注水方案；采液强度设置了3-13 m3/d/m共8套注水方案，依据设计方案进行数值模拟，对比分析根据数值模拟结果。从各方案数值模拟结果可以发现，合理注水周期为40-60天，合理注水比为0.95-1.05，合理采液强度为9-10m3/d/m。
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图9 周期注水合理技术政策
（3）变强度注水技术政策
变强度注水的工作制度是周期性调整水井日注水量，注水周期界限设置了1-10天共10套注水方案；注采比设置了0.5-1.2共8套注水方案；采液强度设置了1-9 m3/d/m共 9套注水方案，依据设计方案进行数值模拟。从各方案数值模拟结果可以发现，合理注水周期为1-4天，合理注采比为0.8-0.9，合理采液强度为6-7m3/d/m。
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图10 变强度注水合理技术政策
3现场应用效果
2020年在中渗复杂断块明一西块实施周期注水2井次，变强度注水3井次，日增油4.9t，年增油557.4t，取得了较好效果。
同年在中原油田复杂断块油藏应用于24个区块，调整了85个井组，年增油1934t。在60$油价下，平均单井利润4.75万元，创效269.77万元，下步可扩大应用规模，推广至其他同类油藏。
4结论与认识
（1）水动力学注水通过周期性调整注水量，改变了原稳定注水的压力场，有效动用低渗区或低渗层剩余油，扩大了水驱波及体积，提高了注水效率。
（2）与常规稳定注水相比，水动力学注水具有驱油效率高、动用范围大、开发效益好的技术优势，可以作为低油价下水驱效益开发的常规手段。
引用文献
[1] 王立军．水动力学理论在提高油田开发效率中的应用[J]，江汉石油职工大学学报，2003，16（3）：37-39
[2] 李兆敏，马德泉，吕翔慧．胜坨油田特高含水期影响提高水驱采收率的因素及水动力学调整措施分析．第十六届全国水动力学研讨会文集．北京：石油工业出版社，99‐103
[3] 吕建荣．葡萄花油田水动力学调整方法机理及应用研究[D].大庆石油学院硕士论文，2008：24~79
[4] 赵长久．用水动力学方法改善水驱开发效果[J].油气地质与采收率，1992，2(3)：27~33
作者简介：陈道远，男， 2011年毕业于西南石油大学，现在中原油田分公司勘探开发研究院从事油藏工程研究工作。