數(shù)值模擬研究河道砂油藏水驅效果影響因素

孫建鵬

（中國石油化工股份有限公司西北油田分公司采油一廠，新疆輪臺 841600）

機理模型基本情況：模擬河道砂油藏一注一采結構，井距300 m，原始地層壓力46 MPa，油層分3 層厚度10 m，孔隙度22 %，含水飽和度40 %，滲透率河道中部高邊部低，平面滲透率為100 mD～300 mD，縱向滲透率不變20 mD，采取定液生產模式，注采比=1，注水量30 m3/d（地面），產液量30 m3/d（地下）。

圖1 均質模型和非均質模型對比圖

圖2 機理模型水驅波及范圍對比圖

1 地層滲透率變化對水驅影響

建立三個模型（見圖1、圖2）：

（1）均質模型：平面滲透率不變，200 mD；

（2）高滲注低滲采模型：自注水井到采油井，滲透率逐級降低；

（3）低滲注高滲采模型：自注水井到采油井，滲透率逐級升高，模擬三個模型20 年，以確定水驅波及范圍大小及采出程度高低。

模型地質儲量33.2×104m3，分別計算三個模型累產油量，對比采出程度（見表1）。

表1 機理模型各采出程度計算表

從表1 中可以看出，均質模型采出程度最高，高滲注低滲采次之，低滲注高滲采最低，而礦場實際無均質地層[1，2]，因此在優(yōu)選注水井組過程中，建議選擇滲透率較高位置處的井作為注水井，以獲得水驅最大波及體積和采出程度。

2 局部底水對縱向水驅影響研究

建立兩個模型（見圖3）：

（1）無底水模型；

（2）存在局部底水模型。模擬兩模型20 年，通過采出程度高低來確定底水的存在對縱向水驅作用大小。

表2 機理模型指標計算表

圖3 機理模型有、無底水對比圖

數(shù)值模擬結果顯示，有底水模型能量補充及時，在生產過程中壓力下降速度較小；但是有底水的模型，其見水時間更早，水淹更迅速（見表2）。因此，存在底水的地層其能量較足，但水竄風險更大。

3 含水飽和度與底水對油井投產見水的影響程度大小研究

在無底水模型基礎上：可動水（即含水飽和度-束縛水飽和度值）分別為0 %、10 %、20 %、30 %、40 %時，即地層含水飽和度分別為20 %、30 %、40 %、50 %、60 %時，確定含水上升情況。與有底水模型對比油井含水上升快慢，確定因素主控程度。

隨著可動水比例的增大，油井投產見水程度越高。對于礦場出現(xiàn)高部位油井投產即見水矛盾，結合本次數(shù)模無底水（可動水為變量）與有底水（無可動水）對比分析：

（1）當?shù)貙哟嬖诳蓜铀途懂a必見水；

（2）當?shù)貙涌蓜铀柡投龋?0 %，即地層含水飽和度＜50 %時，底水是油井見水的主要影響因素；

（3）當?shù)貙涌蓜铀柡投龋?0 %，即地層含水飽和度＞50 %時，地層含水飽和度是油井見水的主控因素。

4 驅動類型變化以優(yōu)化注水時機研究

建立兩個模型：

（1）油水兩相模型，彈性驅衰竭式開發(fā)，在油層壓力分別下降到原始地層壓力的90 %、80 %、70 %、60 %、50 %時，轉注水，注采比1.2，水驅模型20 年后的采出程度；

（2）油氣水三相模型，彈性開發(fā)后溶解氣驅開發(fā)，油層壓力分別下降到原始地層壓力的90%、80%、70%、60 %、50 %時，轉注水，注采比1.2，水驅模型20 年的采出程度。

三相采出更多，且油藏整體累產差距不大。70 %壓力保持時無水采油期最長；兩相時，越晚注水油藏累產越高（假設泡點壓力接近0），即壓力下降到50 %的壓力保持程度累產高于90 %。

油氣水三相模型，其開始注水時壓力保持程度越高，油井見水越早，但也并非壓力保持程度越低開始注水越好，當壓力保持程度低于60 %以后，油井雖然有較長的無水采油期，但是油井含水突破以后含水上升快速，累產低。

綜合以上分析，壓力保持程度在70 %油井無水采油期保持較長，且油井在前15 年累產相對較高。

5 注水方式變化以優(yōu)化、調整注水方式研究

機理模型思路：模擬河道砂油藏一注一采結構，井距300 m，原始地層壓力46 MPa，油層為三層，厚度10 m 無夾層，孔隙度22 %，滲透率河道中部高邊部低，平面滲透率100 mD～300 mD，縱向滲透率自上向下10 mD～20 mD～10 mD 變化，采取定液生產模式，產液量30 m3/d。

基于4 模型基礎上，當?shù)貙訅毫樵級毫Φ?0 %時，轉水驅建立三個模型：

（1）連續(xù)水驅：溫和水驅，注采比為1，水驅20 年，計算采出程度；

（2）周期注水：連續(xù)溫和注水，注采比為1，一個月后，注水井提高注采比為1.2，連續(xù)注三個月，期間油井關井，三個月后水井恢復連續(xù)溫和注水30 m3/d，油井采油，水驅20 年，計算采出程度[3]；

（3）脈沖注水：連續(xù)溫和注水30 m3/d 一個月后，注水井提高注采比為1.2，注一個月后，注水井提高注采比為1.24，注一個月后，注水井提高注采比為1.6，注一個月后，注水井提高注采比為2，注一個月后恢復連續(xù)溫和注水注采比為1，期間油井采油，水驅20 年，計算采出程度（見表3）。

表3 機理模型三種注水方式數(shù)據對比表

根據三種注水方式壓力、累產油、日產油、含水率分析：脈沖注水累產最高，但是該種注水方式見水時間最快；周期注水方式由于油井關井，導致產量較溫和注水少；因此，建議區(qū)塊采取周期注水和溫和注水方式，以延長油井見水時間。

6 存在夾層的注入水或底水繞流研究

一、二層間存在夾層（不連片展布），二、三層間無夾層，注水井二、三層注水30 m3/d，采油井一層采油30 m3/d，建立四個模型（見圖4～圖7）：

（1）無夾層；

（2）有夾層，夾層全區(qū)展布、完全封擋；

圖4 機理模型1 無夾層2019 年至2039 年剩余油縱向分布圖

圖5 機理模型2 夾層完全展布、完全封擋2019-2039 年剩余油縱向分布圖

圖6 機理模型3 夾層完全展布、存在滲透性2019-2023-2039 年剩余油縱向分布圖

圖7 機理模型4 夾層不完全展布2019-2023-2039 年剩余油縱向分布圖

表4 機理模型1～4 累產油對比表

（3）有夾層，夾層全區(qū)展布、不完全封擋，存在滲透性平面10 mD、縱向1 mD；（4）有夾層，夾層全區(qū)不完全展布，水驅20 年，計算采出程度（見表4）。

通過機理模型對模型模擬，無夾層模型與夾層帶有一定滲透性模型累產相差不大；夾層不完全展布累產油次之，剩余油主要分布于夾層部位；由于夾層完全展布具有封擋性模型僅生產一層，因此該模型累產最低，無夾層和有夾層帶滲透性夾層，水驅更均勻，波及范圍大，見水時間晚；夾層不展布模型，水驅錐進迅速，見水時間快[4，5]。

7 斷層封擋性研究

研究油井距斷層距離影響：距離為50 m、100 m、150 m、200 m、250 m、300 m 分別計算每個斷層值對應的累產油量、含水率。

研究斷層開啟度影響：在研究距離基礎上，開啟度分別設置為0、1、0.5、0.05、0.005，油井衰竭式開發(fā)，注水井停注，分別計算每個斷層值對應的累產油量、采出程度，以及注水井井底壓力變化（見圖8）。

通過研究油井距斷層距離發(fā)現(xiàn)距離斷裂越遠，累油越多：驅油半徑增大。距離斷裂越近，水錐縱向上升越快：在靠近斷裂一側，橫向驅油被斷裂遮擋，縱向驅油效果變強，含水上升越快。離斷裂150 m 以內，累油受距離影響較大，150 m～200 m 之后，累油受距離影響較小（見表5）。

隨著斷層開啟度的增大，采出程度增大，當斷層開啟度降到10-3數(shù)量級時，斷層會起到一定封擋作用；當斷層開啟度大于10-3數(shù)量級時，斷層幾乎無封擋性。

綜上，當采出程度超過5 %后，斷層逐漸開啟。

8 結論

本文從地質因素（地層滲透率、局部底水、原始含水飽和度、隔夾層、斷層），工程因素（驅動類型、注水方式）兩方面具體闡述在河道砂油藏生產過程中所面臨的難題并給出具體建議，為后序礦場實踐提供理論支撐：

圖8 機理模型斷層縱向及平面分布圖

表5 機理模型不同斷層開啟度指標對比表

（1）在油藏轉注水過程中，選擇滲透率較高位置處的井作為注水井，可獲得水驅最大波及體積和采出程度。

（2）河道砂油藏存在底水時，其見水時間更早，水淹更迅速。但當油層含水飽和度＞50 %后，油井見水的主控因素即為高含水飽和度。

（3）在河道砂油藏衰竭開發(fā)過程中，當油層壓力保持程度在70 %時，轉注水其對應油井無水采油期保持較長，同時進一步通過采取周期注水和溫和注水方式，以延長油井見水時間。

（4）夾層的展布、斷層的封擋性直接決定油井見水時間及采出程度的高低。