延長油田低滲透油藏高含水綜合治理數值模擬研究及應用

白 遠，云彥舒，田 豐，謝旭強，王振宇

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延長油田低滲透油藏高含水綜合治理數值模擬研究及應用

白 遠1，云彥舒2，田 豐1，謝旭強1，王振宇1

（1．陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西西安 710075；2．延安職業技術學院石油工程系）

延長油田214區塊經過近10余年的注水開發，目前存在注水見效周期短、含水上升速度快、水驅動用差等問題。為了研究有效的治理方案，提高采收率和經濟效益，采用Eclipse數值模擬的黑油模型，在生產動態擬合中對低滲油藏人工裂縫進行滲透率的表征，含水率擬合中采取相滲調整和含水飽和度修改的方法，確保模型的可靠性。通過對水井自適應復合調驅和油井堵水兩種治理措施的注入量和封堵位置進行數模優化，最終確定調驅劑按照竄流通道體積的0.3~0.5 PV注入，表面活性劑按照孔隙體積的0.06~0.08 PV注入，油井堵水選擇距離油井2/3半縫長的位置。依據數模優化結果，開展了現場措施實施，效果較好。

延長油田;數值模擬；歷史擬合；參數優化

延長油田214區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中東部，為一平緩的西傾單斜，傾角不足半度，無斷層存在，由于巖性差異壓實作用，局部地區發育低緩的鼻狀隆起，隆起幅度小于10 m。長2油層組儲層屬于子長–安塞三角洲沉積體系三角洲平原亞相下發育的分流河道和分流間灣微相，屬受巖性控制的典型巖性油藏。油層具有一定的邊底水，驅動類型屬彈性弱水驅動，油層局部發育微裂縫，是典型的低孔、低滲、低溫油藏[1]。區域注水開發始于2002年，2004年基本實現了面積注水。隨著注水開發的不斷深入，該區塊油藏含水上升快，水驅開發效果差；平面上注采不均衡，水淹存在差異；儲層非均質性強，層間矛盾突出，層內吸水不均勻。數值模擬技術是解決此類問題的有效途徑，通過建立的模型對調堵措施參數進行合理優化，以實施有效的挖潛措施[2-4]。

1 數模建立過程

1.1 模型建立

依據地質建模網格粗化后得到的小層構造模型和靜態參數場（包括巖相、孔隙度、滲透率、凈毛比等），建立三維油藏模型。平面上建立20 m×20 m均勻網格，縱向上共4個小層，形成130×129×4的網格系統，模擬總節點數為67 080。

1.2 油藏物性參數和動態數據的選取

油藏物性參數主要有三方面：油藏流體物理性質、相對滲透率曲線和流體PVT參數（表1）。214區塊長2油藏孔隙度平均為14.85%，滲透率平均為11×10-3μm2；天然裂縫發育以北東向、近東西向為主，油藏平均埋深842.5 m，平均原始地層壓力為6.5 MPa，平均地層溫度為34.5 ℃。原油密度平均0.845 g/cm3，黏度為3.5 mPa·s/(50 ℃)，地層原油體積系數平均為1.036，井網類型為240 m×160 m不規則菱形反九點井網。

動態數據。首先，收集整理油水井的完井信息、射孔層段、壓力測試等數據，形成歷史事件文件。其次，整理投產時間、產量數據和動液面等動態數據，形成生產歷史文件。累產油和累產水數據是最重要的數據，確保在整個生產歷程中滿足不同時間階段的物質平衡條件，處理后形成數模軟件標準數據格式文件[5-8]。

1.3 歷史擬合

表1 流體PVT參數

模擬計算選擇全隱式三維油水兩相黑油模型，最小步長1 d，最大步長31 d，模擬起始時間2004年3月1日。根據基礎地質研究，初始含油飽和度受儲層非均質性影響，其分布具有一定波動性；另外主要依據砂厚和油厚分布圖，適當調整孔隙度和有效厚度，之后進行儲量擬合。最終擬合結果顯示，本次擬合精度較高，誤差小于5%。

生產動態擬合。油井都采取壓裂投產，需對近井地帶的滲透率進行修改，采液量才能得到較好的擬合。考慮到壓裂人工裂縫主要沿地應力方向分布，且近井地帶裂縫張開程度大、滲透率變化大，反之遠井地帶變化小，這就導致了地層平面滲透率的非均質性，即裂縫發育方向地層的滲透率增加顯著。因此，將油水井所在網格裂縫方向上左右相鄰的網格滲透率擴大100倍左右來等效人工壓裂縫。根據修改的滲透率，產液量和產油量擬合效果較好（圖1）。

圖1 累計產液和累計產油擬合

含水率的擬合主要從兩方面開展。一是相對滲透率調整，214區塊儲層平面和層間非均質性較強，不同區域相對滲透率屬性具有較大差別，同時壓裂過程中巖石力學性質發生改變，相對滲透率也隨之變化，因此，相滲曲線不能完全適應于實際有效滲透率場，應對實驗室所測相滲曲線作適當調整。二是含水飽和度修正，因部分井含水率異常高，主要由儲層含水飽和度高和水驅前緣沿裂縫侵進引起，因此在相對滲透率調整的基礎上輔以儲層含水飽和度調整和井間滲透率調整。通過上述兩種方法對整個油藏模擬階段含水率進行擬合，由圖2可見擬合效果較好，誤差控制在允許范圍之內。

2 治理措施數模優化

圖2 含水率擬合

目前適合延長油田長2低滲透油藏治理的措施有井網調整、油井堵水、水井自適應調驅、水井自適應復合調驅（加表面活性劑）、空氣泡沫驅等。本著兼顧成本投入，堅持油、水井同時治理的原則，現場應用最多的是水井自適應復合調剖和油井堵水措施。根據建立的數模，對兩種措施不同施工參數值對含水率和采收率的影響進行研究[9-14]。

自適應復合調驅。合理的注入量是制定調驅方案的關鍵內容。本次主要針對調驅劑注入體積和后續表面活性劑注入體積進行數模優化[8]。先注入調驅劑分別按竄流通道體積的0.1，0.2，0.3，0.4，0.5，0.6 PV體積注入，0.3~0.5 PV為最佳（圖3），后續表面活性劑的注入按照孔隙體積的0.05，0.06，0.07，0.08，0.09 PV體積注入，0.06~0.08 PV為最佳（圖4）。

圖3 不同調驅劑體積對含水和采收率的影響

油井堵水。將強度不同的堵劑按照一定順序依次注入，封堵油井和水井之間的優勢滲流通道，其關鍵是堵劑在油井與注水井距離之間放置位置和堵劑注入量。

本次模擬堵劑的放置位置對采收率產生了影響（圖5），可見堵水位置選擇距離油井2/3半縫長的位置為最佳[15-19]。

圖4 不同表面活性劑體積對含水和采收率的影響

3 現場應用效果

基于區塊開發動態、測井曲線、吸水剖面、小層連通性等逐井組分析識別出了214區塊竄流通道（圖6），參考數值模擬研究得出的水井自適應復合調驅和油井堵水合理注入量和堵水位置，選擇10口油井進行堵水，10口注水井進行自適應復合調驅措施。針對油井堵水選擇表2的工藝參數施工，針對水井自適應復合調驅選擇表3的工藝參數施工。

圖6 214區竄流通道及措施井平面圖

上述方案實施后，調驅井組注水井注水壓力平均提升2.7 MPa，綜合含水率平均下降12%，油井堵水措施后含水率上升得到有效控制，整體措施效果較好。統計自適應復合調驅和堵水措施后其產量前后變化情況，措施總計增產2 124.75 t。

表3 水井自適應復合調驅注入參數

4 結論

（1）針對延長油田低滲透油藏注水開發時間較長形成的高含水問題，利用數值模擬技術對儲量、生產動態以及含水率等開發指標進行了歷史擬合，在擬合過程中充分考慮人工裂縫在井筒地帶的變化，用網格滲透率賦值差異來等效人工裂縫，擬合精度高，能夠真實地再現區塊的開發歷程和油藏的開發動態過程。

（2）建立的數模優化了水井自適應復合調驅中調驅劑以及表面活性劑的合理注入量和油井堵水中堵劑封堵的位置，控水以及增油效果明顯。

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編輯：趙川喜

2017–11–29

白遠，工程師，1985年生， 2012年畢業于西安石油大學油氣田開發工程專業，現從事低滲透油藏開發研究工作。

陜西省科技統籌創新工程重大科技項目“提高延長油田主力油層開發效果系統工程關鍵技術研究”(2011KTZB01-04)。

1673–8217（2018）04–0072–04

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