数值模拟研究在注水开发中的应用

2015-03-17李淑静

进出口经理人 2015年12期

李淑静

摘要：针对羊三馆一油组底水稠油油藏的开发特征，以数值模拟为指导，根据油藏动态分析研究，分析含水上升规律，研究底水锥进规律，提出层对层温和注水和大排量注底水的有效开发的新途径。通过注水开发有效的减缓底水锥进的速度，减缓油组含水上升速度，确保了油藏的稳产开发，为同类油藏提供了经验。

关键词：数值模拟；底水；稠油；温和注水；注底水

一、羊三馆一油组概况

羊三馆一油组是羊三木油田羊三断块的主要开发层系，属于底水稠油油藏，底水厚度约为油层厚度的5-7倍。储层属于高孔、高渗储层，储层物性好，平均孔隙度33.3%，平均渗透率956.7×10–3um2。馆一油组各种成因砂体（扣除非渗透夹层）层内非均质程度不同，分支河道砂均质程度最高，主河道次之，河间滩沉积体非均质性最强。

地面原油相对密度0.962，脱气原油粘度1330.02mPa.s。地下原油黏度为128mPa.s，油水粘度比74，原始气油比31m3/t，原始地层压力12.25MPa，体积系数1.078，溶解系数2.18m3/（t.MPa），压缩系数7.35×10-4MPa-1。

截止到2015年12月，羊三馆一油组油井总数43口，开井数39口，日产液1148.26m3/d，日产油94.68t/d，综合含水91.2%，平均动液面292m，累计产油量78.2395×104t，采出程度21.27%，采油速度0.94%。天然能量开发，含水上升率高达0.8，采收率仅有19.57%。

二、注水开发技术界限研究

羊三馆一油组属于河流相沉积，平面连通性好，连通程度达到90%。注水能受益见效，从储层特性上看，K/K1=0.45，根据Charles H储层敏感性标准，属于中水敏储层。通过相渗曲线特征分析，岩石表现为亲水特征。从单井点注水井的吸水剖面分析，油层的吸水指数达到8.8-23.1，符合注水要求。同时由实验数据测得注水孔隙体积倍数和驱油效率在半对数坐标中呈线性关系（2-1），随着注水孔隙体积倍数的增加，驱油效率增加。通过以上分析认为该油藏适合注水。

三、边底水能量评价

（一）底水锥进机理研究。当射开底水油层时，随着油井以一定产量生产，在井底形成一压降漏斗。在开采前近似水平的油水界面，在油水势梯度的作用下发生变形，在井底形成一锥体形狀。以一定的产量稳定产，则形成的水锥可能稳定在一定高度。当油井产量增加时，水锥高度增加，直到底水进入油井，油井开始见水。对于一般的油水层直接接触的底水油层，其形成的水锥形状如图1。

（二）边底水能量评价。根据油藏无因次弹性产率比值（Npr）及采出 1%地质储量的压降值（ ?P R），对比油藏驱动能量评价指标，可以定性评价油藏边底水驱动能量的大小。

四、数值模拟法确定注水技术界限

（一）建立数值模拟模型。模型建立重点考虑平面和纵向网格的精度，针对羊三馆一油组实际的井网条件，以及纵向上隔夹层的分布特点，分别制定平面和纵向上网格的精度方案。

平面网格精度：根据平面上沉积特点和平均井距（260m）的大小，确定平面上取均匀步长30m*30m，保证网格精度能反应相变特征和井间渗流特征。

纵向网格精度：根据夹层和沉积韵律发育特点将油藏细分到流动单元，各层采用不等距网格，形成纵向上17个小层。

模型拟合精度：压力拟合精度90%，储量拟合精度92%，单井拟合率85%，产量拟合精度85%，含水拟合精度88%。各项指标拟合精度高，模拟模型计算动态和实际动态一致，说明建立的油藏地质模型符合实际，可信度高。

（二）注水技术界限优化。以油藏工程为基础，应用数值模拟方法对注水层位、注水量、注水半径进行优化。

注水量注、水层位优化：优化4种注水方式共8个方案，预测5年。模拟结果显示，大排量（400方）的注底水，底水能量增加，开始动用水锥半径以外的剩余油，同时从油井的边部适量注水，驱动平面上剩余油。因此层对层温和注水+大排量注底水效果最好，油组含水下降1.1%，采收率提高1.6%。

注水半径优化：数值模拟结果表明，注水井距大于水锥半径时，底水托进作用好，注水效果最好。

五、矿场应用效果

充分考虑羊三馆一的油藏特点以及目前的井网特点，从两个方面考虑实施注水开发，一是计划从含油面积的边部，边水来源方向部署三口注水井，三口注水井距离一线受益油井的井距202米；二是从含有面积的中心部位选取一个井组实施注水。通过注水方案的实施，补充馆一的地层能量，有效驱动剩余油，而达到提高采收率的效果。

以模型为指导，根据方案优化的结果，在羊三馆一油组边部补孔分注4口井，补孔井段分别为16米、10米、12米、16米。油层注水50方，注底水400方，注水后，油藏压力上升，15口一线受益油井平均含水下降0.4%，与模型预测结果一致。