張明亮

中國石油大慶油田有限責任公司第九采油廠（黑龍江大慶163853）

數值模擬技術在低滲透油田注采系統(tǒng)調整中的應用

張明亮

中國石油大慶油田有限責任公司第九采油廠（黑龍江大慶163853）

針對低滲透油田投產開發(fā)后，地層壓力保持水平低，油井產量遞減速度快的矛盾，對原開發(fā)井網進行適時的調整及時補充地層能量是十分必要的。應用數值模擬技術對敖南油田試驗區(qū)注采系統(tǒng)調整方案適應性進行研究，指出，試驗區(qū)需要在油水井對應壓裂的前提下進行合理地注采系統(tǒng)調整，五點法井網轉注為最佳方案，同時也提出了低滲透油田合理的轉注時機以及調整方案優(yōu)選原則，在經濟有效的基礎上最大程度地提高低滲透油田的采收率。

低滲透油田；數值模擬；注采系統(tǒng)

試驗井區(qū)位于敖南油田鼻狀構造南部的西傾斜坡帶，整體為一西傾的單斜構造，構造幅度較陡。從完鉆井資料來看，試驗井區(qū)儲層整體展布特征具有局部厚度差異較大，厚薄相間分布的特點，平均單井鉆遇砂巖厚度6.8m，有效厚度2.7m。砂巖主要發(fā)育在PI1、2、3、4層，PI5層全區(qū)大面積發(fā)育泥巖，PI6、7層為連片發(fā)育泥巖，局部發(fā)育透鏡狀砂巖，含油性、滲透性差。試驗井區(qū)葡萄花層物性差，有效孔隙度平均為16.7%，空氣滲透率平均為3.8×10-3μm2，屬于低滲透油田，從以往其他低滲透油田開發(fā)效果看，該類油田投產后地層壓力較非低滲透油田保持水平低，產量遞減速度快，年遞減率最高可達45%，若不及時補充地層能量，后期即使地層壓力上升，油井也很難恢復正常遞減水平[1-3]。所以為了及時地補充地層能量,對注采系統(tǒng)進行適時的調整是十分必要的。

1 開發(fā)概況

試驗井區(qū)于2006年實施同步注水開發(fā)以來，采取了不同的注水強度試驗，試驗結果表明高強度注水受效比例高，地層壓力保持水平高，為此，后期均調整為高強度注水。試驗井區(qū)共有油、水井47口，其中采油井13口，平均單井日產油0.8t，累積產油6.682 0×104t，剩余可采儲量17.837 7×104t；地質儲量采油速度1.06%，地質儲量采出程度5.39%，可采儲量采油速度5.05%，可采儲量采出程度25.68%；注水井13口，平均單井日注水18m3；年注水量8.541 0×104m3，累積注水33.207 8×104m3，年注采比2.60，累積注采比2.46。自然遞減率23.7%，綜合遞減率22.7%；綜合含水26.0%，地層壓力8.45MPa，總壓差-9.98MPa，地飽壓差1.76MPa。

2 注采系統(tǒng)調整必要性

2.1 注水井點少，欠注比例高

敖南油田試驗井區(qū)目前油水井數比例高達3.6，注水井點少，注水壓力上升快。由于高強度注水試驗，平均單井日注水由初期的17m3增加到21m3，由初期的2.3m3/(d·m)提高到目前的2.9m3/(d·m)，開發(fā)僅4年時間注水壓力上升了4.1MPa，目前不吸水井占總注水井的30.8%。由于油水井數比例高，受水井吸水能力差影響地層壓力下降較快，雖然后期加強注水，但地層壓力恢復速度緩慢。

2.2 儲層非均質性強，油井受效差

試驗井區(qū)投入注水開發(fā)4年來，受效比例僅為59.57%。分析未受效的28口油井，其主要原因：一是受注水井注水壓力高、吸水能力差影響，有15口井未受效，占總井數的53.6%；二是受平面非均質性影響，即井組內地層系數差異大，造成8口井未受效，占總井數的28.6%；三是受連通狀況差和注采關系不完善影響，5口井不受效，占總井數的17.8%。

由于油田受效比例低，井區(qū)低效油井多，措施挖潛余地小，治理難度大。截止2010年12月，試驗井區(qū)內共有低效油井20口，占總井數的42.6%。目前日產液21.7t，日產油8.2t，綜合含水62.2%。

2.3 注水連通方向單一，注水調整難度大

雖然試驗井區(qū)發(fā)育成片的席狀砂體，但雙向及多向連通比例僅為12.5%。受裂縫性見水井的影響，試驗井區(qū)裂縫發(fā)育區(qū)老井自然遞減率高達27.3%，分析其主要原因：一是由于多向連通比例低，油井裂縫性見水后平面矛盾突出，為控制含水，方案調整后井組供液能力下降，油井受效狀況進一步變差，控制裂縫性見水井含水與保持裂縫兩側油井供液能力的矛盾突出；二是裂縫性見水井層間接替潛力小，注水調整效果差[4]。因此對試驗區(qū)進行注采系統(tǒng)調整研究，有效提高油田采收率是十分必要的。

3 注采系統(tǒng)調整方法的研究

3.1 注采系統(tǒng)調整的可行性

首先要算出試驗井區(qū)的極限驅動井距，判斷現有的井距是否在該地區(qū)的極限驅動井距之內，從而進行下一步的注采系統(tǒng)調整[5]。

根據大慶外圍葡萄花油層地質參數（表1）和啟動壓力梯度的經驗公式：

λ=0.548 1K-1.3654

極限驅動井距計算公式：

式中：λ為啟動壓力梯度，MPa/m；K為滲透率，10-3μm2；L極限為極限驅動井距，m；Pw為注水井流壓，MPa；Pf為油井流壓，MPa。

表1 試驗井區(qū)葡萄花油層地質參數

計算出試驗井區(qū)葡萄花層極限驅動距離為269m。由于試驗井區(qū)采用300m×300m正方形反九點法注水井網開發(fā)，所以需要通過油水井對應壓裂，使驅替距離由300m縮短到212m，達到極限驅動井距以內。

3.2 注采系統(tǒng)調整方案設計

針對試驗區(qū)水井負擔重的實際，通過數值模擬方法，研究注采系統(tǒng)調整合理的時機及方式。

3.2.1 轉注方式優(yōu)選

按照注采系統(tǒng)調整原則，按反九點轉五點法和行列式，共設計3套方案，如圖1和表2所示。

由表3和圖2可以看出，通過3套方案數值模擬結果對比，含水到95%時，方案1采出程度為26.28%，高于其他方案。方案1的10年末采出程度19.6%，較原井網提高1.9個百分點，方案2、方案3的10年末采出程度均低于方案1。方案1的10年末綜合含水為75.1%，較原井網低2.6個百分點，方案2、方案3的10年末綜合含水均高于方案1。

圖1 3種轉注方案

表2 不同轉注方式設計方案情況表

表3 不同轉注方式10年末開發(fā)指標數值模擬預測結果

圖2 不同轉注方式10年末采出程度-含水變化曲線

從經濟效益方面考慮，方案1多轉注1口井，雖然多投入，而采出程度較方案2和方案3分別高0.2%和0.4%，創(chuàng)造的產能要遠高于投入。綜合分析，優(yōu)選方案1，即反九點井網轉五點法井網實施轉注：共轉注13口井，轉注后井區(qū)油水井數由3.6下降到1.3，水驅控制程度由97.8%提高到98.1%，提高了0.3%，多向連通比例由12.5%提高到56.6%，提高了44.1%。

3.2.2 轉注時機優(yōu)選

調研國內低滲透油田注采系統(tǒng)調整時機表明，合理的調整時機在地層壓力恢復階段，壓力保持水平在70%～80%較為適宜[6]。根據原井網條件下含水和地層壓力變化情況（圖3），含水達到30%時，地層壓力開始逐步恢復，壓力保持水平為75.0%。因此共設計含水達到30%、40%、50%、60%時的4套轉注時機方案（表4），通過數值模擬，優(yōu)選合理轉注時機（圖4）。

圖3 原井網條件下壓力和含水變化曲線

表4 不同轉注時機含水及地層壓力情況表

圖4 不同轉注時機采出程度-含水變化曲線

從不同轉注時機數值模擬結果來看，含水25%時實施轉注，10年末采出程度最高，為19.6%，并且轉注時機越晚，含水達到95%時采出程度越低（表5）中。因此，優(yōu)選方案1，即含水達到30%左右實施轉注。

表5 不同轉注時機10年末開發(fā)指標數值模擬預測結果

3.2.3 注水參數優(yōu)選

注采系統(tǒng)調整實施后考慮平衡新老井周圍壓力，避免出現井區(qū)之間壓力不均衡，需要進一步合理匹配新老井注水強度，按照老注水井控制注水，新轉注井加強注水的原則，應用Eclipse數值模擬軟件分別預測幾種設計方案的開發(fā)指標（表6）。

根據數值模擬的預測結果，轉注實施后老井按1.5m3/(d·m)的強度注水，轉注井按2.5m3/(d·m)的強度注水，含水級別達到95%時采出程度為26.93%，高于其他方案；同時10年末采出程度19.70%也高于其他方案的水平，綜合考慮該方案為最佳。為此，轉注后注水參數按該方案執(zhí)行。

4 結論

1）敖南油田試驗區(qū)注采系統(tǒng)調整應按照反九點轉五點法進行轉注，最佳的轉注時機是綜合含水在30%左右，老井、新井配注強度分別為1.5m3/（d·m）和2.5m3/（d·m）為最優(yōu)方案。

2）根據敖南油田儲層構造特點及目前開發(fā)特征，注采系統(tǒng)調整應遵循以下原則：以完善單砂體注采關系為基礎，提高多向連通比例為目的，在平面及縱向上對油水井進行綜合考慮；斷層附近的油井不轉注；注采系統(tǒng)調整的井網關系要相對均勻，有利于后期調整。

3）借鑒敖南油田試驗區(qū)的注采系統(tǒng)調整經驗，認為低滲透油田通過注采系統(tǒng)調整，可以提高多向連通比例，擴大水驅波及體積，恢復地層壓力，促進油井受效；同時針對局部裂縫發(fā)育區(qū)域可有效動用裂縫兩側剩余油，最大程度提高油田采收率。

表6 新老井不同注水參數匹配設計方案及數值模擬預測結果情況表

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After low permeability oilfield puts into production,the formation pressure is low,and the output of oil well is decreasing rapidly.Therefore,it is necessary to adjust the original development well pattern to supplement the formation energy in time.The adaptability of the injection-production system in the test area of Aonan oilfield is studied using numerical simulation technology,it is held that the injection-production system in the test area must be reasonably adjusted under the premise of corresponding fracturing of oil and water injection wells,and five-point well pattern is the best well pattern scheme.At the same time,reasonable water injection timing of low permeability oilfield and the principle for adjusting injection-production system are put forward,that is,improving the recovery rate of low permeability oilfield to the greatest extent.

low permeability oilfield;numerical simulation;injection-production system

王梅

2015-07-17

張明亮（1985-），男，工程師，碩士，主要從事油氣田開發(fā)地質工作。