楊利萍，趙 銳，王建海，焦保雷，丁保東，侯大力

（1.中國石油化工股份有限公司西北油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆烏魯木齊 830011；2.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川成都 610059）

1 油田區(qū)域概況

塔河油田地處新疆巴音郭楞蒙古自治州輪臺縣境內(nèi)，S41-1 井區(qū)處于塔河油田塔河一區(qū)的東部，東邊與塔河九區(qū)相鄰，屬于塔河油田鹽邊三疊系地區(qū)。S41-1井區(qū)巖石類型為細(xì)-中粒砂巖、中細(xì)粒長石巖屑砂巖，石英含量平均在48%、長石15%、巖屑37%，磨圓度為次圓，巖石成分成熟度較低，屬近物源特征。油層深度為4 588.5～4 602.5 m，油層的有效厚度為7.2 m，地層溫度為106.7 ℃，有效孔隙度為20.6%，滲透率為420×10-4μm2，油藏的含油飽和度為56.0%，原始油層壓力為49.93 MPa，地層原油黏度為2.36 mPa·s，飽和壓力為31.85 MPa。

2 油藏數(shù)值模型的建立

油藏數(shù)值模擬是分析油氣藏動態(tài)的重要工具之一。數(shù)值模擬研究的主要任務(wù)是全面消化吸收現(xiàn)有地質(zhì)研究成果、測井解釋、相態(tài)研究及油氣藏工程研究資料和數(shù)據(jù)，利用三維三相模型進行相應(yīng)的合理開采方法研究[1-8]。在歷史擬合的基礎(chǔ)上，論證不同的開發(fā)方式、不同的井?dāng)?shù)、不同的開采速度對開發(fā)指標(biāo)、開發(fā)效果的影響[9，10]。數(shù)值模擬研究的主要目的在于預(yù)測給出各種方案的開發(fā)動態(tài)指標(biāo)，為油藏地面開發(fā)工程設(shè)計提供參數(shù)依據(jù)；并為該油藏更經(jīng)濟有效的開發(fā)提供相關(guān)科學(xué)數(shù)據(jù)，為油藏開發(fā)決策提供依據(jù)，指導(dǎo)油藏進行合理、科學(xué)、高效益開采[11-13]。

2.1 S41-1 井區(qū)注氣試驗井組模型選取

注氣井組的優(yōu)選是注氣方案設(shè)計的基礎(chǔ)，在S41-1 井區(qū)地質(zhì)模型基礎(chǔ)上，挑選代表性較好的8 口典型井作為注氣試驗井組，試驗井組包括：S41-1C2，TK123-1，TK123H，TK124-1，TK124H，TK125H，TK127H，TK128H 等8 口井區(qū)范圍內(nèi)生產(chǎn)井。

2.2 數(shù)值模擬模型建立

將地質(zhì)模型網(wǎng)格粗化。S41-1 井區(qū)三疊系下砂組質(zhì)模型：網(wǎng)格步長為20×20，網(wǎng)格節(jié)點數(shù)為471 975 個。粗化后網(wǎng)格步長為40×40，網(wǎng)格節(jié)點數(shù)為49 210 個，縱向上18 層。網(wǎng)格類型選擇角點網(wǎng)格，使井在網(wǎng)格中心，且井與井之間至少有4 個以上的網(wǎng)格分隔。

在本次數(shù)值模擬器的選擇上，通過比較ECLIPSE軟件與CMG 軟件，發(fā)現(xiàn)ECLIPSE 軟件在模擬該油藏注氣開發(fā)計算比較緩慢，且運算物質(zhì)平衡誤差大，模型運算時間長，但是CMG 不存在上述的問題，所以選擇CMG 作為本次模型的處理軟件[14-17]。

3 歷史擬合

3.1 儲量擬合

S41-1 井區(qū)試驗井組模型模擬中計算的原油儲量與地質(zhì)研究中計算的儲量接近，相對誤差很小，僅為0.12%（見表1）。

表1 S41-1 井區(qū)三疊系下砂組儲量擬合數(shù)據(jù)

3.2 生產(chǎn)動態(tài)擬合

選取的研究區(qū)生產(chǎn)井的生產(chǎn)動態(tài)時間從2005 年11 月至2017 年12 月，生產(chǎn)動態(tài)資料豐富。選取的主要參數(shù)有生產(chǎn)控制條件定油，擬合產(chǎn)液量、含水和天然氣等。在考慮到油井在前期生產(chǎn)過程中工作制度不穩(wěn)定，油嘴有變動的情況下，所以在擬合單井生產(chǎn)數(shù)據(jù)時，定油量生產(chǎn)，通過調(diào)整傳導(dǎo)系數(shù)、滲透率、井指數(shù)來實現(xiàn)擬合。整個井組區(qū)塊擬合誤差在5%以內(nèi)（見圖1）。單井?dāng)M合滿足工程要求，擬合精度較高，為后續(xù)調(diào)整措施或開發(fā)方式的改變奠定了堅實基礎(chǔ)。

圖1 區(qū)塊生產(chǎn)動態(tài)指標(biāo)擬合

3.3 剩余油分布規(guī)律研究

在生產(chǎn)歷史擬合和儲量擬合的基礎(chǔ)上，對油藏目前的剩余油分布進行了研究，研究發(fā)現(xiàn)地層中還存有大量的剩余油，主要分布在生產(chǎn)井井間，儲層構(gòu)造高部位，水平井的開發(fā)區(qū)域主要集中在水平井水平段以上和邊際處井網(wǎng)沒有控制的區(qū)域，具有進一步開發(fā)的潛力，對注氣開發(fā)控水提液生產(chǎn)具有巨大的潛力。到2017 年11 月試驗井模型累計產(chǎn)油28.16×104m3，累產(chǎn)氣0.37×108m3，產(chǎn)出氣為溶解氣；剩余地質(zhì)儲量為243.59×104m3，剩余地質(zhì)儲量較大。整套開發(fā)層系呈現(xiàn)“反韻律”形態(tài)，構(gòu)造高部位多，構(gòu)造低部位少的格局。

4 注CO2 驅(qū)方案設(shè)計

4.1 注采井網(wǎng)優(yōu)選

根據(jù)歷史擬合的結(jié)果并結(jié)合剩余油分布規(guī)律，設(shè)計了五套方案注采井網(wǎng)，注采井網(wǎng)分別為2 注6 采井網(wǎng)4 套以及3 注5 采1 套（F01 方案：2 口低部位注氣井；F02 方案：2 口低部位注入井，相對于方案01 選擇低部位的井不同；F03 方案：2 口高部位注入井；F04 方案：構(gòu)造高低部位分別部署1 口注氣井；F05 方案：3 口注入井，5 口采油井）。

試驗?zāi)M結(jié)果表明在構(gòu)造高低部位分別部署1 口注氣井最優(yōu)，即井網(wǎng)F04 為CO2驅(qū)最優(yōu)注采井網(wǎng)方案（見圖2）。說明了高低部位注氣可以有效減緩底水的錐進，降低生產(chǎn)井含水率，達到控水增油的效果。

圖2 CO2 驅(qū)方案5 套注采井網(wǎng)累增油分布圖

4.2 注入壓力優(yōu)化

根據(jù)優(yōu)選的注氣井網(wǎng)，分別設(shè)計了注氣壓力為40～65 MPa 的6 套注氣壓力方案（F01 方案：40 MPa、F02 方案：45 MPa、F03 方案：50 MPa、F04 方案：55 MPa、F05 方案：60 MPa 和F06 方案：65 MPa）。分析注氣壓力的大小對生產(chǎn)的影響。模擬結(jié)果表明當(dāng)注入壓力低于50 MPa，累增油量增大幅度較為明顯，但大于50 MPa后，增大幅度越來越低。綜合分析認(rèn)為，選擇注入壓力50 MPa 為注氣設(shè)備參考壓力（見圖3）。

圖3 CO2 驅(qū)方案6 套注入壓力方案累增油變化曲線圖

4.3 注入量優(yōu)化

在優(yōu)選井網(wǎng)、注入壓力50 MPa 的基礎(chǔ)上，設(shè)定10個注入量，分別為0.1～1 HCPV 的方案，注入量間隔為0.1 HCPV。模擬結(jié)果表明當(dāng)注入量大于0.6 HCPV 后，累增油增大幅度明顯變緩，且噸氣換油率呈現(xiàn)明顯的下降趨勢（見圖4）。因此，選擇總注入量0.6 HCPV 為注CO2驅(qū)控水增油方案指標(biāo)。

圖4 CO2 驅(qū)方案10 套注入量方案累增油與換油率變化曲線圖

4.4 注入速度優(yōu)化

在優(yōu)選井網(wǎng)、注入壓力50 MPa、注入總量0.6 HCPV的基礎(chǔ)上，設(shè)定5 個注入速度方案（F01 方案：10×104m3/d、F02 方案：20×104m3/d、F03 方案：30×104m3/d、F04 方案：40×104m3/d、F05 方案：50×104m3/d）。模擬結(jié)果表明當(dāng)注入速度大于30×104m3/d，累增油量不但未增加反而減?。ㄒ妶D5）。因此，優(yōu)選注氣速度為30×104m3/d 作為方案設(shè)計指標(biāo)。

圖5 CO2 驅(qū)方案5 套注入速度方案累增油分布圖

4.5 注采比優(yōu)化

在優(yōu)選井網(wǎng)、注入壓力50 MPa、注入總量0.6 HCPV 以及注入速度30×104m3/d 基礎(chǔ)上，設(shè)定模擬注采比0.4～1.9 等6 套方案（F01 方案：0.4、F02 方案：0.7、F03 方案：1.0、F04 方案：1.3、F05 方案：1.6 和F06 方案：1.9）。模擬結(jié)果表明，注采比低于1.3 時，累增油增幅明顯，當(dāng)注采比大于1.3 后，增幅變緩，增油量甚至變?。ㄒ妶D6）。因此，選擇注采比為1.3 作為注CO2驅(qū)方案設(shè)計指標(biāo)。

圖6 CO2 驅(qū)方案6 套注采比方案累增油變化曲線圖

4.6 交替注入周期優(yōu)化

在優(yōu)選井網(wǎng)、注入壓力50 MPa、注入0.6 HCPV、注入速度30×104m3/d 以及注采比1.3 基礎(chǔ)上，設(shè)定模擬CO2-Water 交替周期15～120 d 等5 套方案（F01 方案：15 d、F02 方案：30 d、F03 方案：60 d、F04 方案：90 d、F05 方案：120 d）。模擬預(yù)測結(jié)果表明當(dāng)交替周期為120 d 時，累增油量最大，方案達到最優(yōu)（見圖7）。因此選擇交替周期為120 d 作為注CO2驅(qū)方案設(shè)計指標(biāo)。

圖7 CO2 驅(qū)方案5 套注入方式方案累增油分布圖

5 結(jié)論

根據(jù)上述CO2驅(qū)油藏工程方案設(shè)計優(yōu)化結(jié)果，設(shè)定推薦方案參數(shù)（見表2），確定CO2驅(qū)的推薦方案為以下方案：注氣井網(wǎng)工程建設(shè)期設(shè)定為1 年，注氣工藝設(shè)備完善后于2018 年12 月開始注氣，當(dāng)注入量達到0.6 HCPV 時轉(zhuǎn)為衰竭開發(fā)，模擬預(yù)測共計20 年。

表2 CO2 驅(qū)推薦方案設(shè)計參數(shù)指標(biāo)

推薦方案預(yù)測指標(biāo)顯示，水氣交替初期，產(chǎn)油量穩(wěn)定，含水率基本處于平穩(wěn)階段，當(dāng)轉(zhuǎn)為衰竭開發(fā)后，產(chǎn)油量遞減幅度增大，含水率略有上升（見圖8）。地層壓力在整個預(yù)測階段降低了大約15 MPa，目前仍然有31 MPa 左右，說明水體能量充足，并且在氣水交替注入過程中，采出程度快速增大，轉(zhuǎn)為衰竭開采后增幅緩慢（見圖9）。采出程度與含水率關(guān)系曲線整體呈現(xiàn)“凸”型形態(tài)也證明了水體能量充足，氣水交替過程中形態(tài)有所變化，說明氣水交替注入過程中能夠起到較好的控水作用（見圖10）。

圖8 CO2 驅(qū)推薦方案生產(chǎn)指標(biāo)預(yù)測曲線

圖9 CO2 驅(qū)推薦方案地層壓力與采出程度關(guān)系曲線

圖10 CO2 驅(qū)推薦方案采出程度與含水率關(guān)系曲線