盤古梁D1油藏數值模擬跟蹤及開發(fā)技術研究

張鵬剛，吳建彬，趙輝，鄒勝林，季瑾悅，冉茂科

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

盤古梁D1油藏數值模擬跟蹤及開發(fā)技術研究

張鵬剛，吳建彬，趙輝，鄒勝林，季瑾悅，冉茂科

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

本文從注采調控技術入手，結合盤古梁D1油藏目前的動態(tài)響應，有區(qū)別的應用油藏數值模擬跟蹤技術，開展了油藏平面、剖面上的精細注采調控，并利用優(yōu)勢水流通道技術進行了油藏化學堵水和精細平面注采調整，均衡了油藏平面采液強度，合理了油田分區(qū)域注水開發(fā)技術政策，實施了油田精細注采調控工作。

低滲透；數值模擬；注采調控技術

盤古梁油田在構造上處于陜北斜坡中部，為一平緩的西傾單斜（傾角小于1°）背景上發(fā)育的多組軸向近東西向的鼻狀隆起構造。其D1儲層主要為三角洲前緣水下分流河道沉積。巖性以灰綠色細粒硬砂質長石砂巖為主，膠結物以綠泥石、濁沸石為主，成分及結構成熟度低，巖性致密。儲層（D121+2）平均有效厚度16.1 m，平均有效孔隙度12.32%，平均滲透率1.49×10-3μm2，屬特低滲透儲層。油藏原始地層壓力13.0 MPa，飽和壓力6.84 MPa，屬于低壓高飽和油藏。巖心及野外露頭觀察結果表明，區(qū)D1油藏均存在天然裂縫，通過對盤古梁A1和A2井共24塊樣品用古地磁法進行巖心定向，結果基本反映了區(qū)內裂縫的組系及其分布狀況，即在盤古梁油田發(fā)育有近東西向、近南北向、北東向和北西向四組裂縫，其裂縫平均走向方位大致分別為87°、19.5°、41.5°、318.5°。其中，東西向和北東向裂縫呈張剪狀態(tài)，預測滲透性能相對較好［1-4］。

數值模擬研究表明，盤古梁D1油藏的最大主應力方位分布在62.5°～78.5°，平均70°。2003年應用微地震法對區(qū)水力壓裂人工裂縫方位進行了監(jiān)測（A3），結果表明壓裂時只在主應力方向產生一條裂縫，裂縫延伸的方向是NE62.3°，與主應力延伸方向一致，裂縫全長111.15 m。

1999-2000年在盤古梁D1油藏完鉆評價井7口。2001年開始對該區(qū)塊實施全面滾動開發(fā)。

截至2015年12月，D1油藏共有油井605口，開井229口，平均日產液1 785 m3，平均日產油量1 168 t，綜合含水為35.64%；水井214口，平均日配注量7 887 m3。歷年累計產油645.058 1×104t，歷年累計注水2 495.168 7×104m3，累計注采比為2.21。地質儲量采油速度為0.88%，采出程度13.28%，采液速度為1.37%。

1　開發(fā)中存在的問題

D1油藏屬于典型的特低滲透油藏，由于受儲層物性差，裂縫發(fā)育等不利條件影響，在注水開發(fā)中出現了以下問題：

1.1主側向井矛盾加劇，主向井含水上升

從2012年后D1油藏主側向井矛盾加劇，主向井含水上升、側向井液量下降，水驅不均特征明顯，注水調整平衡點難以把握。其中主向井井數76口，目前綜合含水67.6%，日產油136 t，占油藏的10.4%。2015年，含水上升主向井3口，側向6口，含水由53.95%上升至89.09%，液量下降主向井1口，側向井32口，損失液量9.43 m3/d。充分利用數值模擬成果，對油田目前開發(fā)中存在的問題展開精細注采調控技術研究，成為油田綜合治理的關鍵。

1.2裂縫發(fā)育，水驅不均特征明顯

D1油藏屬于典型的特低滲透油藏，由于受儲層中天然裂縫的存在和壓裂縫沿主應力方向延展的不利條件影響，油藏局部水驅不均與能量補充的矛盾依然突出，在平面上，注入水沿主應力方向突進明顯，主向油井水淹，側向油井能量得不到及時有效的補充，油藏整體水驅狀況差，油井見水特征以裂縫型、裂縫-孔隙復合型見水為主。歷年集中整體化堵逐步失效（2013年主要在西南部2條裂縫線化堵），油藏中部平面采液不均，含水上升威脅大，且剖面尖峰狀、一段或多段不吸的井比例增大。

1.3水流優(yōu)勢通道存在，層內、層間矛盾嚴重

由于D1油藏儲層非均質性強、滲透率場的平面分布不均，經過多年注水開發(fā)，受注水沖刷作用，儲層的物性、孔隙結構、滲流特征、流體性質等明顯發(fā)生變化，且不同儲層的變化規(guī)律存在差異，形成大量的注入水竄流突進的通道，即水流優(yōu)勢通道，注入水主要通過優(yōu)勢通道向油井快速突進，造成注入水的無效循環(huán)，影響油田開發(fā)效果及油藏采收率的提高。

1.4經過多年措施，目前選井空間變小

D1油藏2009年后油井措施井數逐年增加，2010-2015五年間實施230多井次（產量低于1.5 t有183口井實施措施），26口井近五年實施2～3次措施，單井年累計增油呈逐年下降趨勢，常規(guī)措施選井已十分困難。

2　數值模擬跟蹤及精細注采調控技術研究

針對開發(fā)中存在的問題，通過嚴格的油田生產歷史擬合，充分利用數值模擬成果和跟蹤預測技術，對油田目前開發(fā)中存在的問題展開精細注采調控技術研究，并加大對油藏的動態(tài)分析力度，根據不同區(qū)域的地質及開發(fā)特征、不斷進行注采參數及注水方式的調整，尋找最優(yōu)化的注水開發(fā)技術對策。同時，以分區(qū)域、等時步開發(fā)趨勢預測為橋梁，積極開展水流優(yōu)勢通道技術研究，為油藏的高效開發(fā)奠定基礎。

2.1分析來水方向，精細井組平面注水

利用數值模擬技術，綜合應用地質成果、測試資料、生產數據等相關信息，結合油藏工程、滲流力學等資料建立油藏的水流優(yōu)勢通道模型，進行精細井組平面注水，是注水開發(fā)油藏精細注采調控的重要內容。2015年針對D1油藏20個井組進行精細井組平面注水技術研究。方案以2015年6月實際注水量為基礎，上調5 m3、下調5 m3浮動預測，預測期末截止2020年12月末，預測期限5年。

方案設計好之后，進行數值模擬跟蹤研究，顯示三種注水方案下的井組平均日產油在預測初期相差不大，特別是排狀注水區(qū)，由于實施的是線性注水，能量補充及時，幾個井組在日產油上變化不大，后期幾乎持平；反九點井網區(qū)其平均日產油下調方案最低，含水平穩(wěn)，強化注水方案綜合含水最高。

2.2模擬油井轉注，提高油田開發(fā)效果

對D1油藏一批水淹井、高含水井和不生產井在模型上改變井的類型，把油井轉變?yōu)樽⑺瑫r適當配注后進行生產，預測初期為2015年6月，預測期末為2020年12月，預測期限為5年，到預測期末看轉注后周圍油井的產量含水，與轉注之前進行對比分析。

另外還對D1油藏一批水淹井、高含水井和不生產井在模型上改變井的類別，把油井轉變?yōu)樽⑺?，同時適當配注后進行數值模擬研究。

預測初期為2015年6月，預測期末為2020年12月，預測期限為5年，到預測期末看轉注后周圍油井的產量含水，與轉注之前進行對比分析（見圖1）。從預測結果來看，選轉注的7口井，對應油井32口，轉注后，到預測期末2020年12月，32口對應油井的平均日產油前期變化不大，到2016年中后期和轉注前相比，平均日產油明顯提高；后期更是達到了轉注前的2倍多；綜合含水相對于轉注前相對平穩(wěn)，油井轉注后效果顯著。

2.3明確水流通道，開展化學堵水

長期注水開發(fā)的砂巖油藏，受注水沖刷作用，必然形成大量的注入水竄流突進的通道，注入水主要通過優(yōu)勢通道向油井快速突進，造成注入水的無效循環(huán)。針對油藏存在的優(yōu)勢水流通道，應用數值模擬跟蹤技術，綜合應用地質成果、測試資料、生產數據，分析不同注水強度、日注水相水流樣本參數，進行水流優(yōu)勢通道研究，開展化學堵水，精細注采調控，提高油田開發(fā)水平。

具體做法：在模型上先堵水井B25方向來水，讀取A8產油含水；再在模型上堵水井B26方向來水，讀取A7產油含水；最后再在模型上把水井B27、B28兩口水井方向全堵，讀取A9產油含水；把三種方向堵水條件下B30的預測指標進行對比分析，尋求合理的堵水方案。

圖1　D1油藏油井轉注方案結果示意圖

圖2　D1油藏水流通道方案示意圖

圖3　D1油藏模擬壓裂方案結果輸出圖

方案從2014年6月開始，預測期末為2020年12月，預測期限為6年。從結果來看，三種堵水方案下方案二在每個觀察點日產油最高，并且生產平穩(wěn)期比較長，綜合含水最低，且低含水期較長，相對效果最好（見圖2）。

2.4模擬壓裂試驗，提高措施成功率

由于油田經過多年開發(fā)，而且措施井所占比例很大，目前措施空間變小，本次在模型上把目標井所在中心的周圍50 m網格的滲透率調大3～5倍，模擬壓裂，再起一套模型，把范圍擴大到100 m，再調大滲透率，到2020年預測期末，對比三種方案下產量含水指標，跟沒有“壓裂”前進行比較，實驗和掌控壓裂效果，提高措施成功率。

方案從2015年6月開始，預測期末為2020年12月，預測期限為5年。從結果來看，A10在三種模擬方案下方案二日產油相對較高且含水保持穩(wěn)定；方案一雖然“壓裂”50 m，但是考慮到A11井周圍三口水井，分析認為是形成水竄，在2017年12月以后，綜合含水與其他兩套方案幾乎持平，產油提高，含水相對穩(wěn)定且低含水期較長，相對效果最好（見圖3）。

3　結論和建議

截止2015年10月，采油三廠共完成精細油藏描述區(qū)塊22個，覆蓋全廠所有油藏面積的74.05%，覆蓋儲量74.35%（包含合作區(qū)），其中計算網格7 306萬個。實現了油藏管理由地面數字化管理向地下數字化管理的延伸，形成了利用精細油藏描述成果對低滲油藏進行精細注采調控的技術儲備。

（1）應用精細油藏描述成果開展低滲透油藏的注采調控、綜合治理變得更精細、更科學、更及時，建立起以精細油藏描述為基礎的精細油藏開發(fā)管理決策模式，不但可以消除短板效應，各部門協同作戰(zhàn)，還可提高精細油藏研究水平。

（2）精細油藏描述技術的應用有效地指導了三疊系低滲透油藏針對性的精細注采調控，確保了良好的開發(fā)指標和較高的水驅采收率。

（3）以數值模擬跟蹤為核心的油田開發(fā)技術系列在油田開發(fā)中的應用，為低滲透油田高效開發(fā)和長期穩(wěn)產奠定了良好的基礎。

總之，低滲透油藏注采調控技術是個系統(tǒng)技術，而數值模擬跟蹤研究不但可以把地下抽象的、復雜的油水狀況變?yōu)槿S可視化的管理實體，而且可以為精細注采調控提供科學的理論依據和技術指導，提高油田開發(fā)水平。

［1］胡文瑞.鄂爾多斯盆地油氣勘探開發(fā)理論與技術［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2000.

［2］王道富，李忠興.鄂爾多斯盆地低滲透油氣田開發(fā)技術［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2003.

［3］李道品.高效開發(fā)低滲透油藏的關鍵和核心［J］.低滲透油氣田，2006，（3）:1-7.

TE358.3

A

1673-5285（2016）10-0055-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.014

2016-08-15

張鵬剛（1982-），開發(fā)地質工程師，2005年畢業(yè)于西安石油學院電子信息科學專業(yè)，現為地質研究所油田開發(fā)室技術干部。