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[摘要]动用程度是影响块状油藏高效开发关键因素，而注水开发下部油层动用较好，通过数值模拟手段研究了隔层的封隔能力，并根据油层及隔层发育状况，将A油田分两个部分进行开发部署，主体部位进行直井与水平井组合注水，可增大注水波及体积；下部油层较为发育区部署水平井挖潜，提高区块的储量动用程度，增大油田采收率。
[关键词]数值模拟 水平井 块状 稠油注水
[中图分类号] TE34 [文献码] B [文章编号] 1000-405X（2013）-12-50-1
1 概况
A油田采出程度仅为14%，而含水已接近80%，在直井大井段注水时由于重力分异作用，注水后期在油层底部形成水流通道，从而造成长期无效注水。针对井间储层中上部剩余油富集但动用难度大的现状，开展直井与水平井组合注水研究，通过改变水驱流场增大波及体积，为该类油藏找到提高采收率的方法。
2 综合研究
2.1注水可行性[1]
A油田在90年代初投入开发，前期注水开发，明显见效期3年左右。鉴于已经开始注水和油井井况总体只能继续注水。
2.2隔夹层封隔能力研究
油田主要以物性隔层为主，且分布不连片，厚度一般在1m以下，开天窗的范围在50%以上，首先应用数值模拟方法，对不同类型的隔夹层，在不同的注水条件下的压力分布及变化进行了模拟研究，当物性夹层厚度达到2m时，才能起到一定的封隔作用。从前期注水实践来看，注水后不同隔层厚度与水窜时间的统计表明，物性隔层达到2m时窜流时间在4年左右。因此A油田不用分层开发。
2.3井型组合研究
根据前期测试资料及油藏模型生产历史拟合结果可知，油藏上部井间含油饱和度高，是剩余油较为富集的区域。为有效动用上部剩余油，利用水平井平面上泄油面积大的特点，考虑采用直井与水平井组合注水的方式来对上部油藏实施整体开发。
（1）直平井组合注水机理
直井射开下部油层注水，注入水迅速横向驱替原油，继续注水也会向上驱替原油，形成类似底水托浮式的开采模式，而将水平井部署在油藏上部直井井间采油，将在水平井附近形成泄压线，有利于注入水的纵向波及；待水平井含水较高后，再将水平井转入注水，注入水以平面驱替为主，可进一步增大波及体积，且水平井注水注入压力较低，有利于水驱的均匀波及，可以提高区块的最终采收率。通过建立均质概念模型模拟了直井水平井组合注水的开发效果，在水平井部署后，注入水纵向波及明显加强，纵向波及速度上升为3倍，含水上升率下降1.5%，总体波及体积增大1倍，开发效果明显改善。
（2）油田适合组合注水
①油层有效厚度大，油层平均有效厚度100m左右。②属重力流沉积，垂直渗透率与水平渗透率比值大，达到0.6，有利于注入水的纵向渗流。③隔层条件适合直井与水平井组合注水。油田隔夹层不发育，且隔层达到2m时，才能将窜流时间推迟到4年以后，对注入水难以起到真正的封隔作用。④油层吸水能力较强。油田视吸水指数在3.0-8.0m3/（d.MPa）之间，吸水能力较强。⑤井距相对较大。油田井距140m左右，从数值模拟研究来看，直井生产时泄油半径有限，在直井上部井间有较大的储量未动用，因此在直井井间部署水平井生产，不至于对周围直井产生太大的影响。
（3）数值模拟研究效果好
建立全块地质模型，进行数值模拟计算，针对直井注水纵向动用不充分，含水上升速度快的问题进行了不同直井水平井组合方式模拟研究。
①方案优
方案一：直井注水直井采油方案，在不增加新井的基础上，直井注水直井采油，初期注采比1.2左右，采油井含水达到95%后关井，在油藏压力保证排液后，温和注水保持压力。由于重力作用，下部吸水较好，动用范围大，而上部动用相对较差。方案二：水平井注水直井采油方案，部署4口水平井注水，初期注采比1.2，采油井含水95%后关井，在油藏压力满足排液后温和注水保持压力。水平井部署在油层顶部注水，注入水以横向驱替为主，单层动用较好，因重力作用兼有向下渗流，但由于油层厚度大，向下渗流只能波及部分油层，总体上注水波及体积较小，下部油层动用较差。方案三：水平井先采后注方案，现有注水井继续注水，部署4口水平井在油藏上部直井井间辅助采油，待水平井含水达到95%后转入注水，而原注水直井停注，采油直井射开同层位生产。该方案新部署了4口水平井在油藏上部采油，因此在水平井附近形成低压区，使上部油层吸水好于方案1，动用程度更高。
从结果来看：直井方案上部油层动用相对较差，水平井注水方案下部油层程度低，水平井先采后注方案水平井在上部油层采油，部分区域低压利于上部油层吸水，在水平井转注后可进一步提高水驱波及体积，驱替效果好。总体来看，水平井注水方案含水上升速度最快，效果最差，阶段采出程度最低，而水平井先采后注方案水驱波及程度高，阶段采出程度最高。故，推荐水平井先采油后注水方案。
②油藏工程优化设计
（a）平面位置优选。由于油藏总体上有一定的倾角，考虑到注入水的流动特征，水平井应部署在上下倾注水井水驱前缘同时到达的位置，此时水平井生产效果最好。通过数值模拟计算，水平井处于距下倾方向注水井1/3处效果最好。
（b）纵向位置优选。由于油层厚度过大，还需确定水平井的纵向位置；因此对水平井处于顶部、1/6厚度、1/3厚度处进行了模拟计算，结果是水平井纵向位置越高效果越好，但为了降低投资风险，保证水平井采油时有一定的产能，因此应保证水平井一定上覆厚度的油层，推荐将水平井部署在油层1/6厚度处。
（c）纵向组合优化。分别对注水井全井段注水、射开中部1/3厚度注水、射开下部1/3厚度注水分别进行了模拟计算，虽然注水井段与水平井垂向距离越大效果越好，下部注水时注水井段与水平井垂向距离达到70m，但为保证注入水向上波及的压力梯度，距离越大所要求的注入压力就越高，可能造成地层破裂而影响整体水驱效果。因此推荐注水井射开中部1/3厚度处，此时注水井段顶界与水平井垂向距离为25m左右，距离较为合适。
③组合注水参数优选[2]
水平井采油阶段，根据注采平衡的原则，模拟了水平井不同排液量时的开发效果，结果排液量在50-70m3/d时注水总体效果较好。水平井注水阶段，注水速度为110m3/d时总体效果好，在保证直井采液后，可降至100m3/d，生产压差保持在3MPa左右。
3 认识
（1）块状油藏大井段注水，油藏动用不均，油藏上部剩余油富集。
（2）部署水平井先采后注，切实可行，可以提高区块采收率。
（3）注水压力及采油井排液量不宜过大，否则将导致注入水单层突进，油井过早水淹。
参考文献
[1] 龚姚进，梁光迅.沈625块裂缝型低潜山油藏注水开发主要做法及效果评价[J].特种油气藏，2007，14（2）：93-96.
[2] 彭德兵，唐海，朱建辉，等.注采比与产水率的关系研究[J].断块油气田，2010，17（5）：593-595，604.
[关键词]数值模拟 水平井 块状 稠油注水
[中图分类号] TE34 [文献码] B [文章编号] 1000-405X（2013）-12-50-1
1 概况
A油田采出程度仅为14%，而含水已接近80%，在直井大井段注水时由于重力分异作用，注水后期在油层底部形成水流通道，从而造成长期无效注水。针对井间储层中上部剩余油富集但动用难度大的现状，开展直井与水平井组合注水研究，通过改变水驱流场增大波及体积，为该类油藏找到提高采收率的方法。
2 综合研究
2.1注水可行性[1]
A油田在90年代初投入开发，前期注水开发，明显见效期3年左右。鉴于已经开始注水和油井井况总体只能继续注水。
2.2隔夹层封隔能力研究
油田主要以物性隔层为主，且分布不连片，厚度一般在1m以下，开天窗的范围在50%以上，首先应用数值模拟方法，对不同类型的隔夹层，在不同的注水条件下的压力分布及变化进行了模拟研究，当物性夹层厚度达到2m时，才能起到一定的封隔作用。从前期注水实践来看，注水后不同隔层厚度与水窜时间的统计表明，物性隔层达到2m时窜流时间在4年左右。因此A油田不用分层开发。
2.3井型组合研究
根据前期测试资料及油藏模型生产历史拟合结果可知，油藏上部井间含油饱和度高，是剩余油较为富集的区域。为有效动用上部剩余油，利用水平井平面上泄油面积大的特点，考虑采用直井与水平井组合注水的方式来对上部油藏实施整体开发。
（1）直平井组合注水机理
直井射开下部油层注水，注入水迅速横向驱替原油，继续注水也会向上驱替原油，形成类似底水托浮式的开采模式，而将水平井部署在油藏上部直井井间采油，将在水平井附近形成泄压线，有利于注入水的纵向波及；待水平井含水较高后，再将水平井转入注水，注入水以平面驱替为主，可进一步增大波及体积，且水平井注水注入压力较低，有利于水驱的均匀波及，可以提高区块的最终采收率。通过建立均质概念模型模拟了直井水平井组合注水的开发效果，在水平井部署后，注入水纵向波及明显加强，纵向波及速度上升为3倍，含水上升率下降1.5%，总体波及体积增大1倍，开发效果明显改善。
（2）油田适合组合注水
①油层有效厚度大，油层平均有效厚度100m左右。②属重力流沉积，垂直渗透率与水平渗透率比值大，达到0.6，有利于注入水的纵向渗流。③隔层条件适合直井与水平井组合注水。油田隔夹层不发育，且隔层达到2m时，才能将窜流时间推迟到4年以后，对注入水难以起到真正的封隔作用。④油层吸水能力较强。油田视吸水指数在3.0-8.0m3/（d.MPa）之间，吸水能力较强。⑤井距相对较大。油田井距140m左右，从数值模拟研究来看，直井生产时泄油半径有限，在直井上部井间有较大的储量未动用，因此在直井井间部署水平井生产，不至于对周围直井产生太大的影响。
（3）数值模拟研究效果好
建立全块地质模型，进行数值模拟计算，针对直井注水纵向动用不充分，含水上升速度快的问题进行了不同直井水平井组合方式模拟研究。
①方案优
方案一：直井注水直井采油方案，在不增加新井的基础上，直井注水直井采油，初期注采比1.2左右，采油井含水达到95%后关井，在油藏压力保证排液后，温和注水保持压力。由于重力作用，下部吸水较好，动用范围大，而上部动用相对较差。方案二：水平井注水直井采油方案，部署4口水平井注水，初期注采比1.2，采油井含水95%后关井，在油藏压力满足排液后温和注水保持压力。水平井部署在油层顶部注水，注入水以横向驱替为主，单层动用较好，因重力作用兼有向下渗流，但由于油层厚度大，向下渗流只能波及部分油层，总体上注水波及体积较小，下部油层动用较差。方案三：水平井先采后注方案，现有注水井继续注水，部署4口水平井在油藏上部直井井间辅助采油，待水平井含水达到95%后转入注水，而原注水直井停注，采油直井射开同层位生产。该方案新部署了4口水平井在油藏上部采油，因此在水平井附近形成低压区，使上部油层吸水好于方案1，动用程度更高。
从结果来看：直井方案上部油层动用相对较差，水平井注水方案下部油层程度低，水平井先采后注方案水平井在上部油层采油，部分区域低压利于上部油层吸水，在水平井转注后可进一步提高水驱波及体积，驱替效果好。总体来看，水平井注水方案含水上升速度最快，效果最差，阶段采出程度最低，而水平井先采后注方案水驱波及程度高，阶段采出程度最高。故，推荐水平井先采油后注水方案。
②油藏工程优化设计
（a）平面位置优选。由于油藏总体上有一定的倾角，考虑到注入水的流动特征，水平井应部署在上下倾注水井水驱前缘同时到达的位置，此时水平井生产效果最好。通过数值模拟计算，水平井处于距下倾方向注水井1/3处效果最好。
（b）纵向位置优选。由于油层厚度过大，还需确定水平井的纵向位置；因此对水平井处于顶部、1/6厚度、1/3厚度处进行了模拟计算，结果是水平井纵向位置越高效果越好，但为了降低投资风险，保证水平井采油时有一定的产能，因此应保证水平井一定上覆厚度的油层，推荐将水平井部署在油层1/6厚度处。
（c）纵向组合优化。分别对注水井全井段注水、射开中部1/3厚度注水、射开下部1/3厚度注水分别进行了模拟计算，虽然注水井段与水平井垂向距离越大效果越好，下部注水时注水井段与水平井垂向距离达到70m，但为保证注入水向上波及的压力梯度，距离越大所要求的注入压力就越高，可能造成地层破裂而影响整体水驱效果。因此推荐注水井射开中部1/3厚度处，此时注水井段顶界与水平井垂向距离为25m左右，距离较为合适。
③组合注水参数优选[2]
水平井采油阶段，根据注采平衡的原则，模拟了水平井不同排液量时的开发效果，结果排液量在50-70m3/d时注水总体效果较好。水平井注水阶段，注水速度为110m3/d时总体效果好，在保证直井采液后，可降至100m3/d，生产压差保持在3MPa左右。
3 认识
（1）块状油藏大井段注水，油藏动用不均，油藏上部剩余油富集。
（2）部署水平井先采后注，切实可行，可以提高区块采收率。
（3）注水压力及采油井排液量不宜过大，否则将导致注入水单层突进，油井过早水淹。
参考文献
[1] 龚姚进，梁光迅.沈625块裂缝型低潜山油藏注水开发主要做法及效果评价[J].特种油气藏，2007，14（2）：93-96.
[2] 彭德兵，唐海，朱建辉，等.注采比与产水率的关系研究[J].断块油气田，2010，17（5）：593-595，604.