哈拉哈塘油田縫洞性油藏注水參數數值模擬研究

薛江龍，劉應飛，張鍵，楊浩森

（1．中國石油塔里木油田分公司勘探開發研究院，新疆庫爾勒841000；2．中國石油塔里木油田分公司天然氣事業部，新疆庫爾勒841000）

哈拉哈塘油田縫洞性油藏注水參數數值模擬研究

薛江龍1，劉應飛1，張鍵1，楊浩森2

（1．中國石油塔里木油田分公司勘探開發研究院，新疆庫爾勒841000；2．中國石油塔里木油田分公司天然氣事業部，新疆庫爾勒841000）

哈拉哈塘油田建產區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，為了實現區塊的高效開發，減緩遞減，需要補充能量進行注水開發。總結單井鉆井放空漏失狀況、酸壓特征、開發試采特征、試井特征和測井，給出洞穴型、裂縫-孔洞型儲層特征及判識標準；對哈拉哈塘油田不同典型縫洞體進行了數值模擬研究，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機、悶井時間、注入速度、周期注采比。基于數值模擬結果和油藏地質特征，為井區下步的開發調整提供了依據。

數值模擬；注水時機；悶井時間；儲層判識標準

結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、開發試采特征、試井特征和測井資料，給出洞穴型、裂縫-孔洞型儲層特征及判識標準，準確判斷鉆遇儲層類型；通過對不同典型縫洞體數值模型進行模擬研究，給出不同縫洞體油藏合理開發方式、井網井距、采液（油）速度［1-5］等技術政策，為下步油藏開發調整提供支持。

1　縫洞體特征及判別標準

統計哈拉哈塘油田完鉆井儲層放空漏失情況、酸壓特征、動態試采特征、測井及試井等資料給出了該地區洞穴型、裂縫-孔洞型儲層特征及判識標準（見表1、表2）。

表1　洞穴型儲層特征及判識標準Tab.1 Reservoir characteristics and judge standard for cave reservoir

表2　裂縫-孔洞型儲層特征及判識標準Tab.2 Reservoir characteristics and judge standard for fracture-cave reservoir

2　不同縫洞體開發方式研究

利用數值模擬軟件建立不同縫洞體數值模型，合理優化不同縫洞體的注入參數：（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，后期建立靈活的注采井網進行注水開發；（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，天然能量衰竭后，利用重力分異和物質平衡原理，單井進行注水替油開采。

2.1多縫洞連通型

利用數模軟件建立Q11-Q11-2典型井組單元數值模型，模型采用低部位注水高部位采油，自噴生產至注水時機再以不同的注水方式注水生產。方案考慮五種因素：注水時機、采液速度、注水強度、注水部位、生產部位，四種壓力保持水平（1、0.9、0.8、0.7）；應用正交試驗設計方法，綜合考慮上述5種因素4種水平，設計16套水驅方案（見表3、表4）。模型正交試驗結果表明：在油藏壓力保持水平為90%時開始注水，合理的采液速度和注入參數注水強度分別為7%和200 m3/d，合理的注水部位為上中部，生產部位為上部最好（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　多因素分析正交實驗因素表Tab.3 Multiple-factor analysis orthogonal experiment element

表4　試驗方案數值模擬結果統計表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

利用油藏數模軟件建立Q601-4典型井數值模型（見圖2），隨著注入速度的增加，周期產油量逐漸增加，注入速度200 m3/d達到峰值，后期隨著注入速度的增加周期產油量逐漸減少，優選合理注入速度為200 m3/d（見圖3）。模擬不同采油速度1%，1.25%，1.5%，2%，3%，4%下的累產油，當采油速度為1%時，穩產時間最長，考慮累產的時效問題，優選采油速度為1.5%。合理的悶井時間，悶井時間越短，累產油曲線越高，綜合考慮油水置換時間及開發效益，優選合理悶井時間7 d～15 d；不同周期注采比：0.8、1.0、1.5、2.0、3；當周期注采比為1.5時，累計產油量始終比其他注采比時大，因此選取周期注采比為1.5。對于洞頂縫型無底水油藏，最佳產油速度為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，燜井時間為7 d～15 d，當周期注采比為1.5時，累計產油量始終比其他注采比時大，因此選取周期注采比為1.5。

2.3定容洞穴型

在油藏地質模型的基礎上，建立定容洞穴典型數值模型（見圖4），模擬計算不同采油速度（1%，1.25%，1.5%，2%，3%，4%）、不同悶井時間（0，5，10，15，20，25天）、不同注入速度下，典型單井的累產油：對于不同的采油速度方案，當采油速度為1%時，穩產時間最長，但是考慮累產的時效問題，優選注水替油采油速度1.5%；合理的悶井時間，悶井時間越短，累產油曲線越高，綜合考慮油水置換時間，優選合理悶井時間2 d～5 d；隨著注入速度的增加，注入周期內累產油逐漸增加，峰值300 m3/d之后，累產油周期內累產油逐漸增加，合理注入速度為300 m3/d。

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

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

3　結論與認識

（1）從鉆井放空漏失、酸壓特征、試采動態特征等方面給出洞穴型、裂縫-孔洞型儲層一般性特征及識別標準。

（2）根據典型井數值模型模擬結果，洞穴型、裂縫-孔洞型油藏合理注入速度為300 m3/d和200 m3/d；合理的悶井時間為2 d～5 d和7 d～15 d，優選采油速度為1.5%。

［1］李宗宇，等.塔河奧陶系縫洞型碳酸鹽巖油藏開發對策探討［J］.石油與天然氣地質，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效果評價［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］.科學技術與工程，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集體組合對注水開發效果的影響研究［J］.科學技術與工程，2013，13（29）∶8605-8611.

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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年東北石油大學畢業，主要從事油氣田開發方面的科研工作，郵箱：xuejianglong1987@163.com。