白 遠(yuǎn)，云彥舒，田 豐，謝旭強(qiáng)，王振宇

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延長(zhǎng)油田低滲透油藏高含水綜合治理數(shù)值模擬研究及應(yīng)用

白 遠(yuǎn)1，云彥舒2，田 豐1，謝旭強(qiáng)1，王振宇1

（1．陜西延長(zhǎng)石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075；2．延安職業(yè)技術(shù)學(xué)院石油工程系）

延長(zhǎng)油田214區(qū)塊經(jīng)過(guò)近10余年的注水開(kāi)發(fā)，目前存在注水見(jiàn)效周期短、含水上升速度快、水驅(qū)動(dòng)用差等問(wèn)題。為了研究有效的治理方案，提高采收率和經(jīng)濟(jì)效益，采用Eclipse數(shù)值模擬的黑油模型，在生產(chǎn)動(dòng)態(tài)擬合中對(duì)低滲油藏人工裂縫進(jìn)行滲透率的表征，含水率擬合中采取相滲調(diào)整和含水飽和度修改的方法，確保模型的可靠性。通過(guò)對(duì)水井自適應(yīng)復(fù)合調(diào)驅(qū)和油井堵水兩種治理措施的注入量和封堵位置進(jìn)行數(shù)模優(yōu)化，最終確定調(diào)驅(qū)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(zhǎng)的位置。依據(jù)數(shù)模優(yōu)化結(jié)果，開(kāi)展了現(xiàn)場(chǎng)措施實(shí)施，效果較好。

延長(zhǎng)油田;數(shù)值模擬；歷史擬合；參數(shù)優(yōu)化

延長(zhǎng)油田214區(qū)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(wú)斷層存在，由于巖性差異壓實(shí)作用，局部地區(qū)發(fā)育低緩的鼻狀隆起，隆起幅度小于10 m。長(zhǎng)2油層組儲(chǔ)層屬于子長(zhǎng)–安塞三角洲沉積體系三角洲平原亞相下發(fā)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(qū)動(dòng)類型屬?gòu)椥匀跛?qū)動(dòng)，油層局部發(fā)育微裂縫，是典型的低孔、低滲、低溫油藏[1]。區(qū)域注水開(kāi)發(fā)始于2002年，2004年基本實(shí)現(xiàn)了面積注水。隨著注水開(kāi)發(fā)的不斷深入，該區(qū)塊油藏含水上升快，水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果差；平面上注采不均衡，水淹存在差異；儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，層間矛盾突出，層內(nèi)吸水不均勻。數(shù)值模擬技術(shù)是解決此類問(wèn)題的有效途徑，通過(guò)建立的模型對(duì)調(diào)堵措施參數(shù)進(jìn)行合理優(yōu)化，以實(shí)施有效的挖潛措施[2-4]。

1 數(shù)模建立過(guò)程

1.1 模型建立

依據(jù)地質(zhì)建模網(wǎng)格粗化后得到的小層構(gòu)造模型和靜態(tài)參數(shù)場(chǎng)（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(wǎng)格，縱向上共4個(gè)小層，形成130×129×4的網(wǎng)格系統(tǒng)，模擬總節(jié)點(diǎn)數(shù)為67 080。

1.2 油藏物性參數(shù)和動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)的選取

油藏物性參數(shù)主要有三方面：油藏流體物理性質(zhì)、相對(duì)滲透率曲線和流體PVT參數(shù)（表1）。214區(qū)塊長(zhǎng)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(fā)育以北東向、近東西向?yàn)橹?，油藏平均埋?42.5 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(shù)平均為1.036，井網(wǎng)類型為240 m×160 m不規(guī)則菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)。

動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)。首先，收集整理油水井的完井信息、射孔層段、壓力測(cè)試等數(shù)據(jù)，形成歷史事件文件。其次，整理投產(chǎn)時(shí)間、產(chǎn)量數(shù)據(jù)和動(dòng)液面等動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，形成生產(chǎn)歷史文件。累產(chǎn)油和累產(chǎn)水?dāng)?shù)據(jù)是最重要的數(shù)據(jù)，確保在整個(gè)生產(chǎn)歷程中滿足不同時(shí)間階段的物質(zhì)平衡條件，處理后形成數(shù)模軟件標(biāo)準(zhǔn)數(shù)據(jù)格式文件[5-8]。

1.3 歷史擬合

表1 流體PVT參數(shù)

模擬計(jì)算選擇全隱式三維油水兩相黑油模型，最小步長(zhǎng)1 d，最大步長(zhǎng)31 d，模擬起始時(shí)間2004年3月1日。根據(jù)基礎(chǔ)地質(zhì)研究，初始含油飽和度受儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，其分布具有一定波動(dòng)性；另外主要依據(jù)砂厚和油厚分布圖，適當(dāng)調(diào)整孔隙度和有效厚度，之后進(jìn)行儲(chǔ)量擬合。最終擬合結(jié)果顯示，本次擬合精度較高，誤差小于5%。

生產(chǎn)動(dòng)態(tài)擬合。油井都采取壓裂投產(chǎn)，需對(duì)近井地帶的滲透率進(jìn)行修改，采液量才能得到較好的擬合?？紤]到壓裂人工裂縫主要沿地應(yīng)力方向分布，且近井地帶裂縫張開(kāi)程度大、滲透率變化大，反之遠(yuǎn)井地帶變化小，這就導(dǎo)致了地層平面滲透率的非均質(zhì)性，即裂縫發(fā)育方向地層的滲透率增加顯著。因此，將油水井所在網(wǎng)格裂縫方向上左右相鄰的網(wǎng)格滲透率擴(kuò)大100倍左右來(lái)等效人工壓裂縫。根據(jù)修改的滲透率，產(chǎn)液量和產(chǎn)油量擬合效果較好（圖1）。

圖1 累計(jì)產(chǎn)液和累計(jì)產(chǎn)油擬合

含水率的擬合主要從兩方面開(kāi)展。一是相對(duì)滲透率調(diào)整，214區(qū)塊儲(chǔ)層平面和層間非均質(zhì)性較強(qiáng)，不同區(qū)域相對(duì)滲透率屬性具有較大差別，同時(shí)壓裂過(guò)程中巖石力學(xué)性質(zhì)發(fā)生改變，相對(duì)滲透率也隨之變化，因此，相滲曲線不能完全適應(yīng)于實(shí)際有效滲透率場(chǎng)，應(yīng)對(duì)實(shí)驗(yàn)室所測(cè)相滲曲線作適當(dāng)調(diào)整。二是含水飽和度修正，因部分井含水率異常高，主要由儲(chǔ)層含水飽和度高和水驅(qū)前緣沿裂縫侵進(jìn)引起，因此在相對(duì)滲透率調(diào)整的基礎(chǔ)上輔以儲(chǔ)層含水飽和度調(diào)整和井間滲透率調(diào)整。通過(guò)上述兩種方法對(duì)整個(gè)油藏模擬階段含水率進(jìn)行擬合，由圖2可見(jiàn)擬合效果較好，誤差控制在允許范圍之內(nèi)。

2 治理措施數(shù)模優(yōu)化

圖2 含水率擬合

目前適合延長(zhǎng)油田長(zhǎng)2低滲透油藏治理的措施有井網(wǎng)調(diào)整、油井堵水、水井自適應(yīng)調(diào)驅(qū)、水井自適應(yīng)復(fù)合調(diào)驅(qū)（加表面活性劑）、空氣泡沫驅(qū)等。本著兼顧成本投入，堅(jiān)持油、水井同時(shí)治理的原則，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用最多的是水井自適應(yīng)復(fù)合調(diào)剖和油井堵水措施。根據(jù)建立的數(shù)模，對(duì)兩種措施不同施工參數(shù)值對(duì)含水率和采收率的影響進(jìn)行研究[9-14]。

自適應(yīng)復(fù)合調(diào)驅(qū)。合理的注入量是制定調(diào)驅(qū)方案的關(guān)鍵內(nèi)容。本次主要針對(duì)調(diào)驅(qū)劑注入體積和后續(xù)表面活性劑注入體積進(jìn)行數(shù)模優(yōu)化[8]。先注入調(diào)驅(qū)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(xù)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(diào)驅(qū)劑體積對(duì)含水和采收率的影響

油井堵水。將強(qiáng)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(yōu)勢(shì)滲流通道，其關(guān)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(duì)采收率產(chǎn)生了影響（圖5），可見(jiàn)堵水位置選擇距離油井2/3半縫長(zhǎng)的位置為最佳[15-19]。

圖4 不同表面活性劑體積對(duì)含水和采收率的影響

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

基于區(qū)塊開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)、測(cè)井曲線、吸水剖面、小層連通性等逐井組分析識(shí)別出了214區(qū)塊竄流通道（圖6），參考數(shù)值模擬研究得出的水井自適應(yīng)復(fù)合調(diào)驅(qū)和油井堵水合理注入量和堵水位置，選擇10口油井進(jìn)行堵水，10口注水井進(jìn)行自適應(yīng)復(fù)合調(diào)驅(qū)措施。針對(duì)油井堵水選擇表2的工藝參數(shù)施工，針對(duì)水井自適應(yīng)復(fù)合調(diào)驅(qū)選擇表3的工藝參數(shù)施工。

圖6 214區(qū)竄流通道及措施井平面圖

上述方案實(shí)施后，調(diào)驅(qū)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(tǒng)計(jì)自適應(yīng)復(fù)合調(diào)驅(qū)和堵水措施后其產(chǎn)量前后變化情況，措施總計(jì)增產(chǎn)2 124.75 t。

表3 水井自適應(yīng)復(fù)合調(diào)驅(qū)注入?yún)?shù)

4 結(jié)論

（1）針對(duì)延長(zhǎng)油田低滲透油藏注水開(kāi)發(fā)時(shí)間較長(zhǎng)形成的高含水問(wèn)題，利用數(shù)值模擬技術(shù)對(duì)儲(chǔ)量、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)以及含水率等開(kāi)發(fā)指標(biāo)進(jìn)行了歷史擬合，在擬合過(guò)程中充分考慮人工裂縫在井筒地帶的變化，用網(wǎng)格滲透率賦值差異來(lái)等效人工裂縫，擬合精度高，能夠真實(shí)地再現(xiàn)區(qū)塊的開(kāi)發(fā)歷程和油藏的開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)過(guò)程。

（2）建立的數(shù)模優(yōu)化了水井自適應(yīng)復(fù)合調(diào)驅(qū)中調(diào)驅(qū)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(yuǎn)，工程師，1985年生， 2012年畢業(yè)于西安石油大學(xué)油氣田開(kāi)發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)從事低滲透油藏開(kāi)發(fā)研究工作。

陜西省科技統(tǒng)籌創(chuàng)新工程重大科技項(xiàng)目“提高延長(zhǎng)油田主力油層開(kāi)發(fā)效果系統(tǒng)工程關(guān)鍵技術(shù)研究”(2011KTZB01-04)。

1673–8217（2018）04–0072–04

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