采用數值模擬優化裂縫性油藏開發技術

溫玉煥，周 敏，黃玉池，唐懷軼，李本維，齊海青，王 薩，王 紅

(1.中國石油冀東油田分公司勘探開發研究院，河北唐山 063000;2.中國石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北唐山 063000;3.中國石油冀東油田分公司陸上作業區，河北唐山 063000)

隨著裂縫性雙重介質油藏的相繼投入開發，發現該類油藏非均質性極強，應力敏感性強，常規注水水竄，水淹嚴重，而且基質中的原油難以開采。因此，雙重介質油藏比常規油藏的開發難度大、開發效果差，如何經濟有效地開發好低滲透裂縫性油藏，是目前需要解決的技術難題。裂縫性油藏在開采過程中有其特殊性，注采井網的優化部署，特別是井排方向與裂縫方向的優化配置，是裂縫性油藏注水開發成敗的關鍵［1］。針對裂縫性油藏開發的特殊性，國內外學者對其滲吸采油機理進行了實驗及數值模擬研究［1－5］，袁士義等［1］從理論上研究了開發方式對開發效果的影響。本文結合油田現有資料，采用數值模擬的方法對裂縫性油藏的開發方式進行研究，對該類油藏的開發起到一定的指導作用。

1 建立三維地質模型

首先根據野外露頭調查、巖芯觀察、常規測井等資料綜合確定本區沉積相;然后采用物探、測井、鉆井資料結合多種方法綜合研究，有效地識別儲層的儲集空間類型、分布規律及儲集性能;明確裂縫－孔隙為主要儲集空間類型;最后確定性與隨機建模方法相結合，建立了雙重介質油藏三維地質模型，表征了斷塊雙重介質油藏地質特征。

2 物理模型及網格劃分

裂縫性油藏一般為雙重介質油藏，這類油藏存在孔隙度、滲透率完全不同的兩類儲集空間，而這兩類儲集空間的構造相同。在數值模擬中將雙重介質模型中網格層數增加1倍，上半部分處理成基質網格塊，下半部分處理成裂縫網格塊。基質網格塊和其對應的裂縫網格塊之間會自動使用非相鄰網格塊連接。基質網格塊之間沒有流體流動，基質只作為儲油空間，裂縫作為流體運動的通道。地層流體通過基質運移到裂縫，再從裂縫流動到井底。模型幾何尺寸為600 m×600 m×50 m，網格30×30×5個，單個網格尺寸為20 m×20 m×10 m。

3 開發方式對開發效果的影響

在雙重介質油藏開發中，裂縫對開發起著至關重要的作用。特別是裂縫性油藏注水開發過程中，裂縫具有雙重作用:注入水容易沿裂縫竄進，造成油井見水早，甚至暴性水淹;裂縫可以提高注水井的吸水能力和采油井的生產能力［1］。所以在開發之前，確定合理的開發方式尤為重要。

3.1 開采方式

1)天然能量開采及注水開采。常規油藏開發方式一種是靠天然能量，一種是靠外界不斷補充能量(注水)，保持較好的能量水平，獲得較好的開發效果。在雙重介質油藏中，外界補充能量(注水)的作用更加突出。不同開采方式的采出程度及能量變化見表1。

表1 不同開采方式的采出程度及能量變化表

從表1可以看出，靠天然能量開采的最終采出程度低，主要是因為天然能量開采方式由于沒有外來能量的補充，地層壓力下降快，伴隨地層能量的降低，近井地帶脫氣嚴重，導致油井產量大幅度減少，嚴重降低油藏采收率。采用注水開發方式，由于能及時補充地層能量，維持地層壓力在飽和壓力以上，能延長油井穩產期，采出程度比較高。

2)注水方式。注水方式的選擇直接影響油田的采油速度、穩產年限、水驅效果以及最終采收率。注水方式分線狀注水和面積注水，如圖1所示。圖1中О表明油井，→表示裂縫的發育方向，О↓表示水井。不同注水方式的采出程度與含水量關系見圖2。

由圖2可以看出，線狀注水的無水采油期比面積注水的時間長，在采出程度相同的情況下，線狀注水比面積注水的含水量要低，線狀注水的開發效果要比面積注水的開發效果好。

3.2 裂縫方向與井排方向

在雙重介質油藏開發中裂縫的存在影響開發效果，井的排列方式與裂縫的方向也影響開發效果。裂縫方向與井排方向夾角如圖3所示，模擬結果見圖4。

從圖4可看出，在相同采出程度的情況下，隨著θ角的增大，含水量上升。平行裂縫方向部井，油井含水量上升比其它方向慢，所以平行裂縫方向(θ=0°)部井比其它方向開發效果好。分析認為垂直裂縫方向部井注入水容易沿裂縫方向竄進，造成油井見水過早，甚至暴性水淹。

3.3 注采方式

裂縫性油藏開發靠外界不斷補充能量，維持地層能量。在注水開發過程中，裂縫起著雙重作用。在裂縫性油藏開發中井網的部署要充分發揮和利用裂縫的有利方面，減少和避免裂縫的不利影響，因此研究注采方式顯得尤為重要。其注采方式如圖5所示，計算結果見圖6。

從圖6可以看出，在相同采出程度的情況下，線狀注水的含水量最低，所以采用線狀注采井網開發效果較好。分析認為裂縫的滲透率遠遠大于基質的滲透率，垂直裂縫的驅油阻力比較大，采油井見效比較難。

4 應用實例

4.1 油藏基本特征

某斷塊模擬層系油藏為縫洞型構造油氣藏，構造縫、溶蝕縫、壓溶縫最為發育，同時發育晶內、晶間微溶孔，是最為有利的一套儲集層。儲集空間以裂縫為主，裂縫多數被高嶺石、硅質、白云石、水云母及泥質充填，基質孔隙度為4.6% ～15.1%，基質平均滲透率為 0.025 ×10－3～1.120 ×10－3μm2，為特低孔特低滲儲層。但裂縫的發育改善了儲集物性，試油證實物性較好。該油藏地下原油密度為0.912 7 g/cm3;地面原油密度為 0.930 1 g/cm3，黏度為 69.76 mPa·s，膠質、瀝青質含量為 23.97%，含蠟量4.01%，原油凝固點為－5℃。

應用多種方法開展裂縫識別與分布研究，明確了裂縫發育規律，該斷塊古生界儲集空間為溶孔、溶洞及裂縫，儲集類型以裂縫－孔隙型為主，沿斷裂及古隆起儲層發育，裂縫走向北東－南西為主。

4.2 歷史擬合

綜合研究確定了含油范圍及儲量，建立了油藏三維地質模型。對于特定油藏而言，地質參數是唯一確定的，但是由于目前對地質參數認識的不確定性，導致油藏數值模擬歷史擬合的結果具有多解性。通過區塊及單井歷史擬合，確定裂縫的參數，完善地質模型，為開發方式的優化奠定較好基礎。

4.3 井距及排距優化

根據該斷塊的實際情況，對該斷塊的井(排)距進行優化計算。在計算過程中設定條件:1)整個油藏產出的液量相等;2)單井極限含水量為98%。井距計算結果見圖7。

從圖7可以看出，井距在250～350 m時，隨著井距的增加，采出程度提高;在400～500 m時，隨著井距的增大，采出程度降低。在井距350 m時，采出程度最高。

排距計算結果見圖8。

從圖8可以看出，在相同采出程度的情況下，排距在100 m時，無水采油期最長，含水量上升得最慢。所以排距在100 m左右比較合適。

4.4 開發效果分析

根據研究結果對該斷塊進行了方案部署。投產油井13口，初期基本不含水，經過半年的開采，目前含水量小于10%，取得了較好的開發效果。

5 結論

1)裂縫性油藏天然能量開采地層壓力下降快，開發過程中需不斷補充能量，保持注采平衡，既能保持地層能量，而且開發效果有很大程度的改善。

2)裂縫性油藏注水井網采用線狀注水、平行裂縫方向注水、垂直裂縫方向驅油，可以最大限度地減緩注入水的竄進，從而減輕甚至避免油井的暴行水淹，從而提高該類油藏的開發效果。

3)井距適當加大，排距適當縮小，可以改善開發效果。

［1］袁士義，宋新民，冉啟全.裂縫性油藏開發技術［M］.北京:石油工業出版社，2004.

［2］Chen J，Sepehrnoori K.Theoretical Investigation Of countercurrent imbibition in fractured reservoir matrix blocks［R］.SPE 29141，1995:491 －506.

［3］Akin S，Kovscek R.Imbibition studies of low-permeability porous media［R］.SPE 54590，1999:1 －11.

［4］付靜，孫寶江，于世娜，等.裂縫性低滲透油藏滲透規律實驗研究［J］.中國石油大學學報(自然科學版)，2007，31(3):81－85.

［5］楊勝來，李梅香，王立軍，等.雙重介質油藏基質動用程度及規律［J］.中國石油大學學報(自然科學版)，2011，35(1):98－101.