陈华
中原油田分公司濮东采油厂 河南濮阳 457001
摘要：胡状集油田胡12块是典型中渗严重非均质特高含水油藏的代表，目前开发中呈现“高含水、低产出”的状况，注水利用率低。针对开发中低无效产液量、注水量居高不下的问题，采用实际数值模型和矿场实践分析相结合的方法，优选典型井组开展不稳定注水技术政策研究，形成一套适合严重非均质油藏的不稳定注水技术政策界限。
关键词：不稳定注水；数值模型；优势渗流通道
1、技术背景
胡12块油藏埋深-2060～-2540m，主要含油层段为沙三中4-沙三下1，地质储量1073×104t，采出程度24.6%，综合含水97.78%。单井层间级差达50-500倍，渗透率变异系数0.9，同时经过多年的高强度注水开发，形成优势渗流通道，明显加剧层储层非均质性，注入水主要沿大孔道所在部位的高渗层流动，注水利用率极低，水驱波及系数难以进一步增大，在目前低油价、提效益的背景下，不稳定注水在该类型油田开发中的应用显得尤为重要。
2综合分析，确定实际模型的目标井组
2.1严重非均质油藏影响开发因素分析
经过长期的强化注水开发，已经处于高含水开发后期的油田由于储层孔隙结构的剧烈变化而更容易形成优势渗流通道，动态表现为注入水快速突进、高注入孔隙体积倍数、强水淹程度、高采出程度、高水油比等特征。注入水沿优势渗流通道做无效或低效循环，降低了水驱波及体积，严重干扰油层其它部位的吸水和出油状况，在水驱较弱的渗流区剩余油富集。
通过统计胡12块历年吸水剖面，大部分注水注入优势渗流通道发育的高深层，同时吸水层数和厚度分别占比22.4%、16.1%的部分高渗层，总吸水量占比达到了46.1%，说明受储层严重非均质影响，高渗层注水利用率差，而低渗层动用效果差，由于储层的严重非均质性又严重制约着水驱开发效果的改善，并形成了恶性循环。
2.2不稳定注水技术政策研究目标层系及井组的选取
S3中86-8层系为大规模河道砂沉积，区域展布广，厚度发育稳定，渗透率差别大，多年注水开发易形成高渗条带。同时该层系砂体连通性好（砂体连通率70%-75%），砂体厚度大，达到了20-25m，层内变异系数0.963，储量占胡12块地质储量的13%，同时该层系近年来注水利用率差，开发效果变差，因此优选该层系作为目标层系开展不稳定注水技术政策研究。
将S3中86-8层系平面上根据不同的注采特点划分为三个注采井组：I号井组：三注四采井网，综合含水97.9%，采出程度17.8%，该井组典型的井组特征为：水井在中心注，油井分布在四周，平面上呈放射状驱油；沉积微相分析：注水井位于河道微相注水，采油井位于河道和河道侧翼微相采油，非均质性在三个井组中是最弱的。II号井组：三注四采井网，综合含水95.9%，采出程度17.0%，该井组典型的井组特征为：水井在边部注，油井分布在水井侧部，平面上呈扇形驱油；沉积微相分析：注水井位于河道、河道侧翼微相注水，采油井位于河道微相采油，非均质性在三个井组处于中等。III号井组：一注一采井网，综合含水98.1%，采出程度18.3%，该井组典型的井组特征为：水井和油井呈线性排列，平面上呈线型驱油；沉积微相分析：注水井位于河道侧翼微相注水，采油井位于河道微相采油，非均质性在三个井组中最强。
3 不稳定注水技术政策界限研究
3.1数值模拟试验方案设计
不稳定注水主要包括四种注采方式，分别为水井开关井时间相同的对称周期、水井开关井时间不同的非对称周期、油水井异步开停的耦合注水和水井短周期变强度的脉冲注水。分别针设计15、30、60、90天四种注采周期，设计2、4、6、8 m3/(m.d)四种不同的注水强度，针对不同的组合方案分别利用三个注采井组的实际数值模拟，进行为期10年的预测，并分析最终采出程度和常规注水的区别，并针对不同井组优选最佳的组合方式，最终确定不同井组的不稳定注水的合理技术政策界限[1]。
3.2稳定注水技术政策研究
通过对三个目标井组试验结果统计，在对称周期注水、非对称周期注水、耦合注采，三种注采方式中，效果最好的是对称周期注水，而耦合注采效果最差。
I号井组：在注水周期15天，注水强度2m3/(m.d)时，预测10年最终采出程度24.5%，比常规注水提高了1.25个百分点，注水周期30天，注水强度4m3/(m.d)时，预测10年最终采出程度24.7%，比常规注水提高了1.3个百分点。不同注水周期，随着注水强度的增加，不稳定注水提高采出程度越来越小，因此选取合理注水方式为：对称周期时，技术周期15-30天，合理注水强度2-4 m3/(m.d)；II号井组：在注水周期15天，注水强度2m3/(m.d)时，预测10年最终采出程度24.27%，比常规注水提高了1.68个百分点。不同注水周期，随着注水强度的增加，不稳定注水提高采出程度越来越小，因此选取合理注水方式为：对称周期时，对称周期时：技术周期15天，合理注水强度2m3/(m.d)；III号井组：在注水周期15天，注水强度2m3/(m.d)时，预测10年最终采出程度25.6%，比常规注水提高了4.52个百分点，不同注水周期，随着注水强度的增加，不稳定注水提高采出程度越来越小，对称周期时：技术周期15天，合理注水强度2m3/(m.d)。
3.3不同注水参数下对应生产变化特征研究
通过含水和压力变化趋势分析，同一注水周期不同注水强度时，在强度2 m3/(m.d)时，含水下降趋势明显，日产油逐渐升高，随着注水强度的加大，增油效果越来越差；通过含油饱和度流线图分析，同一注水周期不同注水强度时，在强度2 m3/(m.d)时，水驱波及面积越大，增油效果最明显，随着注水强度的加大，水驱波及面积越来越小；通过剩余油饱和度结果统计分析，同一注水周期不同注水强度时，在强度2 m3/(m.d)时，驱油效率最高，增油效果最明显，随着注水强度的加大，驱油效率越来越低。
分析井组内油井在不同注水周期和强度下，不同单井增油效果差异较大，分析认为井区受平面非均质影响，在低渗区部分剩余油未得到有效动用，而不稳定注水，由于改变注入速度，在地层中造成不稳定的压力场，使流体在地层中不断地重新分布，使低渗区剩余油得到了有效动用，井区平面和纵向上储层非均质均较弱时，剩余油动用较好，剩余油潜力较小，实施不稳定注水增油效果较差[2]。
受储层非均质影响造成的层间、层内难以动用的剩余油，在周期注水过程中，由于改变注入速度，提高注水压力差，建立不稳定的压力场，启动层间和层内的低渗层，提高了注入水的驱油效率及波及面积，使难以动用的低渗区剩余油得到了有效动用，同时在高渗区提高注入水的利用率，含水也达到了有效控制，实施周期注水，开发过程中含水有所下降，开发效果得到了改善
4 结论
（1）利用实际模型在目前剩余油饱和度基础上数值模拟，明确了不稳定注水最佳注水方式为对称周期注水，最佳注水周期15-30天，注水强度2-4m3/(m.d)；
（2）利用含水、压力、剩余油饱和度等资料，进行不稳定注水效果分析，非均质性越强，不稳定注水效果越好。
参考文献
[1] 杨满评,许胜洋等.不稳定注水宏观地质模型及适应性分析[J].特种油气藏2009(6).
[2] 高含水期非均质油藏周期注水室内实验研究[J]. 赵军,翁大丽等.应用科技. 2019(06).