哈拉哈塘油田缝洞性油藏注水参数数值模拟研究

薛江龙，刘应飞，张键，杨浩森

（1．中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒841000；2．中国石油塔里木油田分公司天然气事业部，新疆库尔勒841000）

哈拉哈塘油田缝洞性油藏注水参数数值模拟研究

薛江龙1，刘应飞1，张键1，杨浩森2

（1．中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒841000；2．中国石油塔里木油田分公司天然气事业部，新疆库尔勒841000）

哈拉哈塘油田建产区块目前大部分缝洞带能量不足，地层压力下降快，自然递减大，为了实现区块的高效开发，减缓递减，需要补充能量进行注水开发。总结单井钻井放空漏失状况、酸压特征、开发试采特征、试井特征和测井，给出洞穴型、裂缝-孔洞型储层特征及判识标准；对哈拉哈塘油田不同典型缝洞体进行了数值模拟研究，给出哈拉哈塘油田定容洞穴、裂缝孔洞型、连通缝洞体合理的注水时机、闷井时间、注入速度、周期注采比。基于数值模拟结果和油藏地质特征，为井区下步的开发调整提供了依据。

数值模拟；注水时机；闷井时间；储层判识标准

结合哈拉哈塘油田单井油藏特征、钻井放空漏失状况、酸压特征、开发试采特征、试井特征和测井资料，给出洞穴型、裂缝-孔洞型储层特征及判识标准，准确判断钻遇储层类型；通过对不同典型缝洞体数值模型进行模拟研究，给出不同缝洞体油藏合理开发方式、井网井距、采液（油）速度［1-5］等技术政策，为下步油藏开发调整提供支持。

1　缝洞体特征及判别标准

统计哈拉哈塘油田完钻井储层放空漏失情况、酸压特征、动态试采特征、测井及试井等资料给出了该地区洞穴型、裂缝-孔洞型储层特征及判识标准（见表1、表2）。

表1　洞穴型储层特征及判识标准Tab.1 Reservoir characteristics and judge standard for cave reservoir

表2　裂缝-孔洞型储层特征及判识标准Tab.2 Reservoir characteristics and judge standard for fracture-cave reservoir

2　不同缝洞体开发方式研究

利用数值模拟软件建立不同缝洞体数值模型，合理优化不同缝洞体的注入参数：（1）多缝洞连通型：多缝洞体多方位组合型或水平方位组合型的缝洞单元，初期利用天然能量开发，后期建立灵活的注采井网进行注水开发；（2）孤立缝洞型（a-裂缝孔洞型，b-定容洞穴型）：早期利用天然能量开发，天然能量衰竭后，利用重力分异和物质平衡原理，单井进行注水替油开采。

2.1多缝洞连通型

利用数模软件建立Q11-Q11-2典型井组单元数值模型，模型采用低部位注水高部位采油，自喷生产至注水时机再以不同的注水方式注水生产。方案考虑五种因素：注水时机、采液速度、注水强度、注水部位、生产部位，四种压力保持水平（1、0.9、0.8、0.7）；应用正交试验设计方法，综合考虑上述5种因素4种水平，设计16套水驱方案（见表3、表4）。模型正交试验结果表明：在油藏压力保持水平为90%时开始注水，合理的采液速度和注入参数注水强度分别为7%和200 m3/d，合理的注水部位为上中部，生产部位为上部最好（见图1）。

图1　不同方案初期与末期模拟含油饱和度分布图Fig.1 The oil saturation distribution diagram at initial and last stage for different scheme

表3　多因素分析正交实验因素表Tab.3 Multiple-factor analysis orthogonal experiment element

表4　试验方案数值模拟结果统计表Tab.4 Numerical simulation result statistical table of testing program

图2　裂缝孔洞型典型单井模型Fig.2 The typical well numerical simulation for fracture-cave reservoir

2.2裂缝-孔洞型

利用油藏数模软件建立Q601-4典型井数值模型（见图2），随着注入速度的增加，周期产油量逐渐增加，注入速度200 m3/d达到峰值，后期随着注入速度的增加周期产油量逐渐减少，优选合理注入速度为200 m3/d（见图3）。模拟不同采油速度1%，1.25%，1.5%，2%，3%，4%下的累产油，当采油速度为1%时，稳产时间最长，考虑累产的时效问题，优选采油速度为1.5%。合理的闷井时间，闷井时间越短，累产油曲线越高，综合考虑油水置换时间及开发效益，优选合理闷井时间7 d～15 d；不同周期注采比：0.8、1.0、1.5、2.0、3；当周期注采比为1.5时，累计产油量始终比其他注采比时大，因此选取周期注采比为1.5。对于洞顶缝型无底水油藏，最佳产油速度为3%，周期注水量为4 000 m3，周期注采比为1.5，注入速度为200 m3/d，焖井时间为7 d～15 d，当周期注采比为1.5时，累计产油量始终比其他注采比时大，因此选取周期注采比为1.5。

2.3定容洞穴型

在油藏地质模型的基础上，建立定容洞穴典型数值模型（见图4），模拟计算不同采油速度（1%，1.25%，1.5%，2%，3%，4%）、不同闷井时间（0，5，10，15，20，25天）、不同注入速度下，典型单井的累产油：对于不同的采油速度方案，当采油速度为1%时，稳产时间最长，但是考虑累产的时效问题，优选注水替油采油速度1.5%；合理的闷井时间，闷井时间越短，累产油曲线越高，综合考虑油水置换时间，优选合理闷井时间2 d～5 d；随着注入速度的增加，注入周期内累产油逐渐增加，峰值300 m3/d之后，累产油周期内累产油逐渐增加，合理注入速度为300 m3/d。

图3　注入速度与周期产油量关系曲线Fig.3 The relation curve of injection rate to period oil production

图4　定容型洞穴典型数值模型Fig.4 The typical well numerical simulation for cave reservoir

3　结论与认识

（1）从钻井放空漏失、酸压特征、试采动态特征等方面给出洞穴型、裂缝-孔洞型储层一般性特征及识别标准。

（2）根据典型井数值模型模拟结果，洞穴型、裂缝-孔洞型油藏合理注入速度为300 m3/d和200 m3/d；合理的闷井时间为2 d～5 d和7 d～15 d，优选采油速度为1.5%。

［1］李宗宇，等.塔河奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏开发对策探讨［J］.石油与天然气地质，2007，28（6）∶856-862.

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Water injection parameter research of HLHT oilfield fracture-vug reservoir with numerical simulation

XUE Jianglong1，LIU Yingfei1，ZHANG Jian1，YANG Haosen2
（1.Exploration and Development Research Institute of Tarimu Oilfield，Koala Xinjiang 841000，China；2.Netural Gas Department of Tarimu Oilfield，Koala Xinjiang 841000，China）

At the present，most of the fracture cavity system energy deficiency of the HLHT oilfield，the formation pressure drop quickly，and the natural decline of the production is very big.In order to realize the high-efficient development of the main block and control the natural decline，the injection development is need to replenish energy.According to the reservoir characteristics，development production characteristics，drilling vent leakage situation，and characteristics of well test，the reservoir characteristics and recognizing standard is given for cavity system and fracture cavity system reservoir.The numerical simulation is done according to different fracture cavity system typical well，the reasonable injection opportunity，wellboring time，injection velocity and cycle injection-production ratio is given of single cave，fracture cavity system and connected fracture cavity system，providing basis for the next de－velopment of the main block.

numerical simulation；injection opportunity；well-boring time；reservoir stratum recognizing standard

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.05.015

TE357.6

A

1673-5285（2015）05-0065-04

2015－02-10

薛江龙，男（1987-），工程师，2013年东北石油大学毕业，主要从事油气田开发方面的科研工作，邮箱：xuejianglong1987@163.com。