數值模擬技術在中含水期油藏開發調整中的應用

趙輝，馮守兵，鄒勝林，張鵬剛，韓軍

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

數值模擬技術在中含水期油藏開發調整中的應用

趙輝，馮守兵，鄒勝林，張鵬剛，韓軍

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

D5油藏進入中含水期后，隨著采出程度的增加，主力油層普遍見水，含水上升速度加快，采液、采油指數下降，油田遞減加大，同時水驅油效率降低，局部剩余油富集程度仍舊較高，依靠單一的注采調控手段挖潛難度增大。結合油田動態響應，應用油藏數值模擬技術，實施分區域注采調整、剩余油分布規律研究、井網加密調整預測等油藏開發試驗方案，對比方案結果指出，D5油藏應調整分區域注采比，在油藏北部剩余油富集區域實施對角井網加密，可以有效提高采收率。

數值模擬；中含水期油藏；開發調整

研究區D5油藏處于陜北斜坡中部，為一平緩的西傾單斜（傾角小于1°），背景上發育的多組軸向近東西向鼻狀隆起構造。該區域主要發育水下分流河道、河口壩微相，砂體大面積連片分布，砂體主要呈NE～SW向展布，平均厚度12 m～30 m，D512是該區的主要含油層系［1，2］。油氣分布主要受巖性控制。該區截至目前共探明含油面積145.51 km2，探明地質儲量6 761.11×104t，動用含油面積145.51 km2，地質儲量6 761.11×104t，動用可采儲量1622.67×104t。油層平均埋深1850m，油層厚度12.2 m，平均孔隙度12.69%，平均滲透率1.81 mD，原始地層壓力12.2 MPa。目前該區進入中含水開發階段［3-5］，隨著采出程度的增加，主力油層普遍見水，含水上升速度加快，采液采油指數下降，水驅狀況穩定中有所變差，水驅油效率降低，油田遞減加大控水穩油形勢嚴峻。因此，及時開展油藏中含水期開發調整實驗是十分必要的。

1　開發中存在的問題

D5油藏進入中含水開發階段后，隨著采出程度的增加，主力油層普遍見水，含水上升速度加快，采液、采油指數下降，油田遞減加大；水驅油效率降低，局部剩余油富集程度仍舊較高，依靠單一的注采調控手段挖潛難度增大。

1.1油藏中部累計采出程度高，見水風險大

D5油藏目前地質儲量采出程度16.45%，其中油藏主力區中部地質儲量采出程度高達22.8%，含水上升速度加快，產量遞減幅度逐年增大，采液采油指數下降。從分部位指標看，低產區、油藏北部及南部采油速度較低、遞減指標較大。

1.2剖面水驅不均問題日益突出

隨著開發時間延長，油藏剖面水驅不均問題日益突出，指狀吸水井的比例逐年增大，對比2011年，不正常吸水井比例上升9.9%，油井剖面局部水洗程度較高。檢查井剩余油測試成果圖顯示，該井水洗程度27.5%，剩余油飽和度52.2%。

1.3平面、剖面剩余油富集程度高，但常規方式挖潛難度大

平面上，注水均勻驅動，含水緩慢整體上升，結合水驅前緣，整體水驅相對均勻，平面剩余油富集程度依然較高；剖面上，水驅動用程度保持在60%左右且吸水不正常井比例增加，注水利用率下降，縱向上水驅動用狀況受非均質性控制，強水洗段僅為局部高滲層段為主，剖面剩余油仍然較富集。依靠動態分析難以定性定量的確定剩余油的位置和準確程度，依靠常規的治理手段剩余油挖潛難度較大。

2　數值模擬技術在油田開發調整中的應用

油藏數值模擬技術是利用數學方程和數值解法，借助計算機手段對油藏的開發歷史及未來動態進行綜合評價分析的過程。廣泛應用數值模擬跟蹤預測技術，結合動態分析和試井資料，可以指出下步油田調整與挖潛方向，為油田穩產發揮技術支撐作用。

2.1細化分區模擬，精細優選注水政策

在進入中、高含水階段后，D5油藏矛盾日益突出，利用數值模擬技術開展了分區域開發技術政策方案預測，優化分區域開發技術政策，合理注采比，強化水驅油效率，達到控水穩油的目的。在模型上把油藏細分為北部見水區、中部高產區、壓裂試驗區、南部分層開發區、低產區、裂縫見水區等6個區塊，通過預測不同區塊在不同注采比下的生產指標，優選出最合理的開發技術政策。

利用數值模擬跟蹤預測技術，對比各方案下日產油量、累計產油量、含水率、采出程度等指標，方案3為最適合目前全區開發實際的注采比，而局部注采比北部以2.86、中部1.21、南部4.02、壓裂區2.75、地產區3.93、裂縫見水區2.15最為適宜（見表1）。

表1　D5油藏2016年注采比方案設計

2.2油藏剩余油分布規律研究

利用數值模擬技術，可以3D展示平面各小層剩余油分布，結合動態資料、試井資料，可以定性定量的分析D5油藏平面和剖面上剩余油分布規律。

平面上，剩余油分布主要受沉積微相、裂縫發育影響及注水開發兩個方面的影響。水下分流河道和河口壩微相中，由于物性較好，注入水容易沿這些高滲通道突進，剩余油飽和度平均下降幅度都較大，原油向兩側沉積相帶變差的區域推進，在微相交叉區域易形成原油富集區；東部裂縫發育區，注入水沿裂縫突進，形成水流優勢通道，剩余油呈條帶狀分布在裂縫側翼。因此在平面上，剩余油主要分布在用正方形反九點井網注水開發的油藏中部和南部老區，裂縫見水區附近，主流線及裂縫線側位油井處，另外還有一些分布在油藏邊部、油藏北部與低產區交界處注水未波及到區域。

剖面上，從連井剖面圖可見，在進行多層合注合采時，滲透率層間非均質性越強，越容易過早水淹，從而形成大量的剩余油；對單砂體進行開采時，不同滲透率韻律及夾層分布砂體剩余油分布規律不同；油藏數值模擬結果表明，本區剖面剩余油主要富集區域為未進行射孔、注采井射孔不對應的層位及儲層的邊部。

2.3模擬加密調整，預測油藏開發效果

按照剩余油分布規律，計劃在油藏北部剩余油富集區實施井網加密。合理的井網能控制較多的地質儲量，能使主要油層受到充分的注水效果，既能實現合理的注采平衡，又便于以后的開發調整。井網設計需要綜合地質條件、生產要求和經濟效果等多方面因素。按照少井高產的原則，最大限度地適應油層情況和挖潛剩余油，同時保持較高采油速度、較長的穩產時間和較好的經濟效果，在油藏北部設計6個井組開展油井間和對角間加密方案，并對方案進行數值模擬預測，預測期限為5年、10年、15年、20年，通過指標預測結果優選井網加密方案。

在歷史添加和生產歷史擬合的基礎上，進行數值模擬方案跟蹤預測，通過指標預測曲線顯示，井間加密和對角加密日產油差距不大，但是對角加密含水上升比較穩定。

模擬期末，井間加密方案累計增油6.5×104t，對角加密方案累計增油8.7×104t。井間加密方案提高加密區采出程度2.26%，雙井加密方案提高采出程4.73%。綜合考慮，建議實施對角加密方案（見表2）。

表2　D5油藏不同加密方案預測指標統計表

3　結論和建議

（1）D5油藏局部注采比北部以2.86、中部1.21、南部4.02、壓裂區2.75、地產區3.93、裂縫見水區2.15最為適宜。

（2）D5油藏平面剩余油分布主要受沉積微相、裂縫發育影響及注水開發兩個方面的影響，主要分布在用正方形反九點井網注水開發的油藏中部和南部老區，裂縫見水區附近，主流線及裂縫線側位油井處，另外還有一些分布在油藏邊部、油藏北部與低產區交界處注水未波及到區域。

（3）油藏數值模擬結果表明，在進行多層合注合采時，滲透率層間非均質性越強，越容易過早水淹，從而形成大量的剩余油，本區剖面剩余油主要富集區域為未進行射孔、注采井射孔不對應的層位及儲層的邊部。

（4）在油藏北部實施對角加密方案具有含水上升穩定、采出程度高的優點，建議實施。

（5）數值模擬技術在剩余油剖面量化精度還有不足，建議下步加強對水驅波及的程度量化、剩余油量化及剩余油挖潛技術的研究。

應用油藏數值模擬跟蹤預測技術，實施分區域注采調整、剩余油分布規律研究、井網加密調整預測等方案，為D5油藏開發調整提供科學的理論依據和技術指導，提高油田開發水平。同時也為其他三疊系中含水期油藏開發提供了借鑒意義。

［1］李安琪，李忠興.超低滲透油藏開發理論與技術［M］.北京：石油工業出版社，2015.

［2］程啟貴.低滲透油藏開發典型實例［M］.北京：石油工業出版社，2014.

［3］劉文嶺.高含水油田精細油藏描述特色實用技術［M］.北京：石油工業出版社，2014.

［4］趙軍龍.三角洲油藏描述與地質建模研究［M］.陜西：陜西科學技術出版社，2009.

［5］賈愛林.精細油藏描述與地質建模技術［M］.北京：石油工業出版社，2010.

TE357.6

A

1673-5285（2016）09-0080-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.09.020

2016-07-15

趙輝（1982-），2004年畢業于北京石油化工學院過程裝備及控制工程專業，開發地質工程師。