低滲透油藏分層區塊注采井網優化研究

王小龍

（延長油田股份有限公司 杏子川采油廠，陜西 延安 717400）

在現在國家環境，雙控等國家政策、國際環境下，為保證油田的油產出量和油品質，需要對油田加大開采，研究開采技術，對于儲層的劃分情況，對難開采的油層，含水高的油田，進行技術升級，合理加密井網，在確保安全生產的前提下，增加開采量[1]。但是目前我國的開采技術還是存在一些問題，如原油滯留在儲層中，未能開采出來，導致原油的開采率降低，所以對于低滲透油層的開采及注井方式進行研究，根據原油開采的地層結構，對儲層進行設計特定方案，采用采井網能控方式，加大儲量的開采[2]。

1 模型建立

研究對象為低滲透油田油藏區段，將油藏進行數值模擬，網格輸入數值39×34×29，在ANSYS中建立模型。研究對象H8 斷塊結構如圖1所示。

圖1 研究對象H8斷塊結構Fig.1 Structure of study subject H8 broken block

油藏需要的模擬數據是根據杏子川采油廠穩定生產期間實際數據收集后作為動態參照，這些穩定生產期間實際的生產數據選取了日產油量、日產液位量、穩定油井的歷史數據，和模擬數據形成參考。

2 產量預測及分析

在現有低滲透油田的H8斷塊上設計4個方案。

（1）方案1。井距 200 m 以及原始的 H8 區塊的布井方式，在原有的布井方式基礎上進行井網加密，該方案選用的是九點法方式進行加密，加密后 H8 區塊新增注水井 26 口，生產井 4 口，其中原先的 NH5i 注水井轉為生產井。

（2）方案2。井距 200 m 以及原始的 H8 區塊的布井方式，在原有的布井方式基礎上進行井網加密，該方案選用的是排狀注采方式進行加密，加密后 H8 區塊新增注水井 16 口，生產井 13 口，其中原先的 NH5i 注水井轉為生產井。

（3）方案3。井距 200 m 以及原始的 H8 區塊的布井方式，在原有的布井方式基礎上進行井網加密，該方案選用的是菱形井網進行加密，加密后 H8 區塊新增注水井 6 口，其中原先的 NH6 和 NH4 生產井轉為注水井；生產井 13 口，其中原先的 NH5i 注水井轉為生產井。

（4）方案4。根據前面計算的合理的井距200 m以及原始的 H8 區塊的布井方式，在原有的布井方式基礎上進行井網加密，該方案選用的是反七點法進行井網加密，新增4口注水井，16 口生產井[3]。斷層H8原定方案的數值模擬結果如圖2所示。

圖2 斷層H8原定方案的數值模擬Fig.2 Numerical simulation of the original scheme of fault H8

圖2中，系列1為20個月，系列2為40個月，系列3為60個月，系列4為80個月，系列5為100個月，系列6為120個月。由圖2可以看出，在系列6后，該區塊原來的開發方案日產油量為11.52 t，日產水量為60.40 t，日產液量為71.92 t，累積產油量為95.84 萬t，累積產水量為140.91 萬t，累積產液量為236.74 萬t。因此，可以計算出采出程度為24.14%[4]。

斷層H8方案1的數值模擬如圖3所示。

圖3 斷層H8方案1的數值模擬Fig.3 Numerical simulation of the fault H8 scheme Ⅰ

圖3中，在系列6后，該區塊原來的開發方案日產油量為 12.98 t，日產水量為 64.18 t，日產液量為 77.16 t，累積產油量為 108.25 萬 t，累積產水量為 148.11 萬 t，累積產液量為 256.36 萬 t[5-6]。因此，可以計算出采出程度為 27.26%。斷層H8方案2的數值模擬如圖4所示。

圖4 斷層H8方案2的數值模擬Fig.4 Numerical simulation of the fault H8 scheme Ⅱ

從圖4可以看出，該區塊原來的開發方案日產油量為 7.78 t，日產水量為 61.51 t，日產液量為 69.30t，累積產油量為 100.59萬t，累積產水量為 133.52 萬t，累積產液量為 234.11 萬t。因此，可以計算出采出程度為 25.34%。斷層H8方案3的數值模擬如圖5所示。

圖5 斷層H8方案3的數值模擬Fig.5 The numerical simulations of the fault H8 scheme Ⅲ

從圖5可以看出，在系列6后，該區塊原來的開發方案日產油量為 10.27 t，日產水量為 66.44 t，日產液量為 76.71 t，累積產油量為 110.63 萬t，累積產水量為 148.82 萬t，累積產液量為 259.45 萬t。因此，可以計算出采出程度為 27.87%。斷層H8方案4的數值模擬如圖6所示。

從圖6可以看出，在系列6后，該區塊原來的開發方案日產油量為 10.36 t，日產水量為 54.36 t，日產液量為 64.73 t，累積產油量為 87.58 萬t，累積產水量為 126.34萬t，累積產液量為 213.92 萬t。因此，可以計算出采出程度為 22.06%。

圖6 斷層H8方案4的數值模擬Fig.6 Numerical simulation of fault H8 scheme ④

根據5種方案的日產油量、日產液量采出程度、累積產水量和累積產油量、累積產液量的值，進行對比[7]，如圖7—圖12所示。

圖7 5種方案下日產油量的對比Fig.7 Comparison of the daily oil production under the five schemes

圖8 5種方案下日產液量的對比Fig.8 The comparison diagram of the daily fluid volume under the five schemes

由圖7—圖12可以看出，通過120個月的預測，得出4套注采方案的累計產油量分別為：108.25 萬t、100.59 萬t和 110.63 萬t、87.58 萬t，原開放方案在120個月的預測累積產油量為 95.84 萬t[8]。

圖9 5種方案下采出程度的對比Fig.9 The comparison diagram of the degree of extraction under the five schemes

圖10 5種方案累計產油量的對比Fig.10 Comparison plot of the cumulative oil production for different schemes

圖11 5種方案累計產水量的對比Fig.11 The comparison of the cumulative water production of the five schemes

通過對比發現，方案3中的井網布置效果最好，累計產油量最多，照原方案提高14.79 萬t，且各項的結果都好于原有的開發方案[9]。方案3同時也符合注采井網調整原則中的“多井少注”原則，故方案3為最優方案。而方案4的布井方式累計采油量較原始方案減少 8.26 萬t。因此，方案4的開發效果最差。

圖12 5種方案累積產液量的對比Fig.12 The comparison plot of the cumulative yield of the five schemes

3 結論

通過對 NH 油田H8 區塊地質資料的分析以及歷史生產數據的分析，對其先期的開發效果進行了評價，可知在一次采油中依靠天然能的采收率僅為12.13%，且天然能產能遞減快，天然能采油能力十分有限。針對開發中存在的主要問題，從層系、加密方式等幾個方面分析該區塊潛力，通過公式的計算得出該區塊注水后采收率可提高12.15%。根據 NH 油田的地質特征建立相應的 H8 區塊模型，利用數值模擬軟件建立油藏模型，設計了4套方案并對其進行模擬預測，將4套方案的預測結果與原方案的預測結果進行比較分析，得出菱形井網最適合 H8 區塊，其10 年采出程度為 27.87%。建議油藏井網的優化研究中，不僅要考慮技術方面，還要從經濟的角度進行分析論證，因此，應針對優選出的布井方案進行經濟評價，預測經濟效益。對于某些復雜的地質條件，應將水平井與直井相結合，進行模擬預測，以便獲得更好的效果，進一步提高原油采收率。