哈拉哈塘油田縫洞性油藏注水參數(shù)數(shù)值模擬研究

薛江龍，劉應(yīng)飛，張鍵，楊浩森

（1．中國(guó)石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫(kù)爾勒841000；2．中國(guó)石油塔里木油田分公司天然氣事業(yè)部，新疆庫(kù)爾勒841000）

哈拉哈塘油田縫洞性油藏注水參數(shù)數(shù)值模擬研究

薛江龍1，劉應(yīng)飛1，張鍵1，楊浩森2

（1．中國(guó)石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫(kù)爾勒841000；2．中國(guó)石油塔里木油田分公司天然氣事業(yè)部，新疆庫(kù)爾勒841000）

哈拉哈塘油田建產(chǎn)區(qū)塊目前大部分縫洞帶能量不足，地層壓力下降快，自然遞減大，為了實(shí)現(xiàn)區(qū)塊的高效開發(fā)，減緩遞減，需要補(bǔ)充能量進(jìn)行注水開發(fā)。總結(jié)單井鉆井放空漏失狀況、酸壓特征、開發(fā)試采特征、試井特征和測(cè)井，給出洞穴型、裂縫-孔洞型儲(chǔ)層特征及判識(shí)標(biāo)準(zhǔn)；對(duì)哈拉哈塘油田不同典型縫洞體進(jìn)行了數(shù)值模擬研究，給出哈拉哈塘油田定容洞穴、裂縫孔洞型、連通縫洞體合理的注水時(shí)機(jī)、悶井時(shí)間、注入速度、周期注采比。基于數(shù)值模擬結(jié)果和油藏地質(zhì)特征，為井區(qū)下步的開發(fā)調(diào)整提供了依據(jù)。

數(shù)值模擬；注水時(shí)機(jī)；悶井時(shí)間；儲(chǔ)層判識(shí)標(biāo)準(zhǔn)

結(jié)合哈拉哈塘油田單井油藏特征、鉆井放空漏失狀況、酸壓特征、開發(fā)試采特征、試井特征和測(cè)井資料，給出洞穴型、裂縫-孔洞型儲(chǔ)層特征及判識(shí)標(biāo)準(zhǔn)，準(zhǔn)確判斷鉆遇儲(chǔ)層類型；通過對(duì)不同典型縫洞體數(shù)值模型進(jìn)行模擬研究，給出不同縫洞體油藏合理開發(fā)方式、井網(wǎng)井距、采液（油）速度［1-5］等技術(shù)政策，為下步油藏開發(fā)調(diào)整提供支持。

1　縫洞體特征及判別標(biāo)準(zhǔn)

統(tǒng)計(jì)哈拉哈塘油田完鉆井儲(chǔ)層放空漏失情況、酸壓特征、動(dòng)態(tài)試采特征、測(cè)井及試井等資料給出了該地區(qū)洞穴型、裂縫-孔洞型儲(chǔ)層特征及判識(shí)標(biāo)準(zhǔn)（見表1、表2）。

表1　洞穴型儲(chǔ)層特征及判識(shí)標(biāo)準(zhǔn)Tab.1 Reservoir characteristics and judge standard for cave reservoir

表2　裂縫-孔洞型儲(chǔ)層特征及判識(shí)標(biāo)準(zhǔn)Tab.2 Reservoir characteristics and judge standard for fracture-cave reservoir

2　不同縫洞體開發(fā)方式研究

利用數(shù)值模擬軟件建立不同縫洞體數(shù)值模型，合理優(yōu)化不同縫洞體的注入?yún)?shù)：（1）多縫洞連通型：多縫洞體多方位組合型或水平方位組合型的縫洞單元，初期利用天然能量開發(fā)，后期建立靈活的注采井網(wǎng)進(jìn)行注水開發(fā)；（2）孤立縫洞型（a-裂縫孔洞型，b-定容洞穴型）：早期利用天然能量開發(fā)，天然能量衰竭后，利用重力分異和物質(zhì)平衡原理，單井進(jìn)行注水替油開采。

2.1多縫洞連通型

利用數(shù)模軟件建立Q11-Q11-2典型井組單元數(shù)值模型，模型采用低部位注水高部位采油，自噴生產(chǎn)至注水時(shí)機(jī)再以不同的注水方式注水生產(chǎn)。方案考慮五種因素：注水時(shí)機(jī)、采液速度、注水強(qiáng)度、注水部位、生產(chǎn)部位，四種壓力保持水平（1、0.9、0.8、0.7）；應(yīng)用正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)方法，綜合考慮上述5種因素4種水平，設(shè)計(jì)16套水驅(qū)方案（見表3、表4）。模型正交試驗(yàn)結(jié)果表明：在油藏壓力保持水平為90%時(shí)開始注水，合理的采液速度和注入?yún)?shù)注水強(qiáng)度分別為7%和200 m3/d，合理的注水部位為上中部，生產(chǎn)部位為上部最好（見圖1）。

圖1　不同方案初期與末期模擬含油飽和度分布圖Fig.1 The oil saturation distribution diagram at initial and last stage for different scheme

表3　多因素分析正交實(shí)驗(yàn)因素表Tab.3 Multiple-factor analysis orthogonal experiment element

表4　試驗(yàn)方案數(shù)值模擬結(jié)果統(tǒng)計(jì)表Tab.4 Numerical simulation result statistical table of testing program

圖2　裂縫孔洞型典型單井模型Fig.2 The typical well numerical simulation for fracture-cave reservoir

2.2裂縫-孔洞型

利用油藏?cái)?shù)模軟件建立Q601-4典型井?dāng)?shù)值模型（見圖2），隨著注入速度的增加，周期產(chǎn)油量逐漸增加，注入速度200 m3/d達(dá)到峰值，后期隨著注入速度的增加周期產(chǎn)油量逐漸減少，優(yōu)選合理注入速度為200 m3/d（見圖3）。模擬不同采油速度1%，1.25%，1.5%，2%，3%，4%下的累產(chǎn)油，當(dāng)采油速度為1%時(shí)，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間最長(zhǎng)，考慮累產(chǎn)的時(shí)效問題，優(yōu)選采油速度為1.5%。合理的悶井時(shí)間，悶井時(shí)間越短，累產(chǎn)油曲線越高，綜合考慮油水置換時(shí)間及開發(fā)效益，優(yōu)選合理悶井時(shí)間7 d～15 d；不同周期注采比：0.8、1.0、1.5、2.0、3；當(dāng)周期注采比為1.5時(shí)，累計(jì)產(chǎn)油量始終比其他注采比時(shí)大，因此選取周期注采比為1.5。對(duì)于洞頂縫型無底水油藏，最佳產(chǎn)油速度為3%，周期注水量為4 000 m3，周期注采比為1.5，注入速度為200 m3/d，燜井時(shí)間為7 d～15 d，當(dāng)周期注采比為1.5時(shí)，累計(jì)產(chǎn)油量始終比其他注采比時(shí)大，因此選取周期注采比為1.5。

2.3定容洞穴型

在油藏地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，建立定容洞穴典型數(shù)值模型（見圖4），模擬計(jì)算不同采油速度（1%，1.25%，1.5%，2%，3%，4%）、不同悶井時(shí)間（0，5，10，15，20，25天）、不同注入速度下，典型單井的累產(chǎn)油：對(duì)于不同的采油速度方案，當(dāng)采油速度為1%時(shí)，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間最長(zhǎng)，但是考慮累產(chǎn)的時(shí)效問題，優(yōu)選注水替油采油速度1.5%；合理的悶井時(shí)間，悶井時(shí)間越短，累產(chǎn)油曲線越高，綜合考慮油水置換時(shí)間，優(yōu)選合理悶井時(shí)間2 d～5 d；隨著注入速度的增加，注入周期內(nèi)累產(chǎn)油逐漸增加，峰值300 m3/d之后，累產(chǎn)油周期內(nèi)累產(chǎn)油逐漸增加，合理注入速度為300 m3/d。

圖3　注入速度與周期產(chǎn)油量關(guān)系曲線Fig.3 The relation curve of injection rate to period oil production

圖4　定容型洞穴典型數(shù)值模型Fig.4 The typical well numerical simulation for cave reservoir

3　結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）從鉆井放空漏失、酸壓特征、試采動(dòng)態(tài)特征等方面給出洞穴型、裂縫-孔洞型儲(chǔ)層一般性特征及識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)。

（2）根據(jù)典型井?dāng)?shù)值模型模擬結(jié)果，洞穴型、裂縫-孔洞型油藏合理注入速度為300 m3/d和200 m3/d；合理的悶井時(shí)間為2 d～5 d和7 d～15 d，優(yōu)選采油速度為1.5%。

［1］李宗宇，等.塔河奧陶系縫洞型碳酸鹽巖油藏開發(fā)對(duì)策探討［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2007，28（6）∶856-862.

［2］楊旭，楊迎春，廖志勇.塔河縫洞型油藏注水替油開發(fā)效果評(píng)價(jià)［J］.新疆石油天然氣，2010，6（2）∶59-64.

［3］劉劍，等.碳酸鹽巖潛山裂縫性油藏異步注采研究［J］.科學(xué)技術(shù)與工程，2013，36（13）∶10812-10816.

［4］李紅凱，袁向春，康志紅，等.縫洞型碳酸鹽巖油藏儲(chǔ)集體組合對(duì)注水開發(fā)效果的影響研究［J］.科學(xué)技術(shù)與工程，2013，13（29）∶8605-8611.

［5］王禹川，王怒濤，唐剛，等.哈拉哈塘地區(qū)縫洞型碳酸鹽巖油藏單井生產(chǎn)特征［J］.特種油氣藏，2012，19（3）∶87-89.

Water injection parameter research of HLHT oilfield fracture-vug reservoir with numerical simulation

XUE Jianglong1，LIU Yingfei1，ZHANG Jian1，YANG Haosen2
（1.Exploration and Development Research Institute of Tarimu Oilfield，Koala Xinjiang 841000，China；2.Netural Gas Department of Tarimu Oilfield，Koala Xinjiang 841000，China）

At the present，most of the fracture cavity system energy deficiency of the HLHT oilfield，the formation pressure drop quickly，and the natural decline of the production is very big.In order to realize the high-efficient development of the main block and control the natural decline，the injection development is need to replenish energy.According to the reservoir characteristics，development production characteristics，drilling vent leakage situation，and characteristics of well test，the reservoir characteristics and recognizing standard is given for cavity system and fracture cavity system reservoir.The numerical simulation is done according to different fracture cavity system typical well，the reasonable injection opportunity，wellboring time，injection velocity and cycle injection-production ratio is given of single cave，fracture cavity system and connected fracture cavity system，providing basis for the next de－velopment of the main block.

numerical simulation；injection opportunity；well-boring time；reservoir stratum recognizing standard

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.05.015

TE357.6

A

1673-5285（2015）05-0065-04

2015－02-10

薛江龍，男（1987-），工程師，2013年?yáng)|北石油大學(xué)畢業(yè)，主要從事油氣田開發(fā)方面的科研工作，郵箱：xuejianglong1987@163.com。