L区块水平井开发方案优化研究

刘巍 尹洪军

摘 要： 通过分析扶余油田L区块开发效果，针对该区块存在的问题提出最佳的解决方案。运用了Petrel建模软件完成建模，运用了Eclipse建立数值模型并且进行历史拟合。通过分析水平井分布情况和剩余油分布特征，得到最佳水平井增产方案，为油田进一步开发提供给技术支持和保证。

关 键 词：地质建模；数值建模；历史拟合；方案优选

中图分类号：TQ 357 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2016）04-0739-03

Abstract： By analyzing the development effect of L block in Fuyu oil field， the best solution to the problem of the block was put forward. In this paper， the modeling work was completed by Petrel modeling software. Then a numerical model was built by Eclipse software， and the history was fitted. Through analysis of the distribution of horizontal well and the distribution of remaining oil， the optimal production plan of horizontal well was determined， which could provide technical support and guarantee for further development of oil field.

Key words： Geological modeling； Numerical modeling； Historical fitting； Scheme of optimization

水平井是通过油层泄油面积来提高油井产量、提高油田开发经济效益的一项重要技术手段[1]。目前，扶余油田大部分老区已经进入中高采出程度阶段，用常规方法提高采收率存在一定难度，需要分析研究井区存在的问题，有针对性的提出增产方案。由于利用常规直井开采效率低，开采难度大，利用水平井的优越性可以有效地开采，提高开采效率[2]。L区块处于高含水油藏具有井段长、井排距小和层数多的特点，其剩余油多分布与断层特征、储层的平面展布等密切相关，利用对水平井进行方案调整，可以进一步挖掘高含水油藏局部区域的剩余油，提高采收率从而达到改善开发效果的目的。

1 L区块建立地质模型及数值模型

1.1 建立地质模型

地质模型是油藏地质情况的直观表现，地质建模能够高度概括研究区块的外部特征、内部情况和流体分布。地质工作者能够进行准确直观的分析，通过研究地质体型态以及储层属性的空间变化，为油藏精细数值模拟的研究提供准确、可靠的三维地质模型[2]。本次地质建模选用了Petrel建模软件完成建模的工作。建立研究区块的精细地质模型，包括相模型、孔隙度模型、渗透率模型、净毛比模型和含水饱和度模型。

1.2 建立数值模型

进行数值模拟之前，模型初始需要输入的参数包括油藏流体模型参数、流体的物性参数和岩石物性参数。油藏流体模型参数主要包括模型含水饱和度和流体压力等；流体的物性参数主要包括流体密度、粘度、体积系数和压缩系数；岩石物性参数主要是指岩石的压缩系数。

历史拟合采用ECLIPSE黑油模拟器E100，块中心网格，笛卡尔坐标系统，全隐式求解。整个模拟过程所涉及的相态为水、油。历史拟合的目的主要是对地质储量、 全区含水率以及水平井单井含水率的拟合，最主要是针对水平井含水率的拟合。历史拟合主要是通过调整初始含水饱和度来达到拟合各参数的目的[3，7]。拟合至2014年10月，实际综合含水为78.60%，模型计算综合含水为78.30%，相对误差为2.2%，在合理误差范围内。

2 剩余油分布情况

根据L区块水平井井位分布情况，该区块水平井根据走向不同可分为两类：东西向水平井和南北向水平井。通过剩余油含有饱和度图可以看到剩余油分布情况，东西向水平井剩余油主要分布在注水井之间，南北向水平井剩余油主要分布在水平井左右两侧。东西向水平井和南北向水平井各以1口水平井为例，两口井的井位图和含有饱和度图如图1-4所示。

3 水平井存在的主要问题

（1）东西向水平井排距小，投产初期含水高，产量低

东西向水平井有3口水平井，投产初期含水高，产量低。投产初期3口水平井平均含水率为92.98%，平均日产油量为0.52 t。以水平井L57-P51为例，产量及含水变化曲线如图5所示。

（2）南北向水平井投产初期产量高，见水后含水上升快

南北向水平井井位图如图6所示。南北向水平井有2口水平井，投产初期产量高，见水后含水上生快。以L74-P51为例，投产初期日产油量为13.24 t，见水后，含水率为23.53%.水平井L74-P51的产量及含水变化曲线如图6所示。

4 水平井增产措施及效果分析

4.1 注采方式优化和增产措施原则及方案

根据措施原则，针对L区块水平井与直井合理注采方式方案，进行分析对比。水平井L57-P51为东西向水平井，进行对角轮注措施并对所在井组两口水淹的直井进行堵水；水平井L61-P51为东西向水平井，进行对角轮注并对所在井组一口直井进行压裂；水平井L74-P51、L76-P51均为南北向水平井，进行同侧轮住。具体水平井组调整效果对比表见表1。

综上所述，L区块井网较完善，东西走向水平井采取对角轮注的注采方式，南北走向水平井采用同侧轮注的注采方式，开发效果较好，可以有效的改变渗流场，对井区剩余油进行有效驱替。

4.2 单井组见效分析

东西向水平井以L57-P51为例，南北向水平井以L74-P51为例，进行单井组见效分析。

（1）L57-P51井组

该井组注水井间存在剩余油，因此考虑将两侧水平井进行对角轮注。

原方案：L56-48注入量为15 m3/d，L56-50注入量为15 m3/d，L56-52注入量为15 m3/d，L58-48注入量为15 m3/d，L58-50注入量为15 m3/d，L58-52注入量为15 m3/d。

优化方案：L56-48注入量为15 m3/d，L56-50注入量为15 m3/d，L56-52注入量为15 m3/d，L58-48注入量为15 m3/d，L58-50注入量为15 m3/d，L58-52注入量为15 m3/d。六口注水井进行对角轮注，即L56-48、L58-50和L56-52为一组，L58-48、L56-50和L58-52为一组，两组间隔注水，注水周期为3个月，L55-49在F171层进行堵水，L59-49在F121进行堵水。

进行对角轮注后，水平井L57-P51产油量升高，轮注初期含水率下降，后期含水率上升并超过未进行轮注的方案。L55-49和L59-49进行堵水后累计产油量增加。两个方案预测10年的L55-49、L59-49和L57-P51的累计产油量和综合含水率的对比见表2。

从表2可以看出，注水井对角注水，L57-P51累计增油1 126.52 t。L55-49和L59-49进行堵水后，L55-49累计增油460.20t，L59-49累计增油424.13 t，可以看出对角注水对L57-P51的效果明显，堵水对L55-49和L59-49明显效果，该井组共增油2 010.85 t。

（2）L74-P51井组

该井组水平井两侧存在大面积剩余油，因此考虑将水平井两侧进行同侧轮注。

原方案：L68-50注入量为15 m3/d，L70-50注入量为15 m3/d，L72-50注入量为15 m3/d，L68-52注入量为15 m3/d，L70-52注入量为15 m3/d，L72-52注入量为15 m3/d，L74-52注入量为15 m3/d，L74-52井网试验关井。

优化方案：L68-50注入量为15 m3/d，L70-50注入量为15 m3/d，L72-50注入量为15 m3/d，L68-52注入量为15 m3/d，L70-52注入量为15 m3/d，L72-52注入量为15 m3/d，L74-52注入量为15 m3/d，L74-52井网试验关井，L60-48、L60-50、L62-48、L62-50和L62-52进行同侧轮注，注水周期为2个月。

从上图可以看出，L68-50、L68-52、L70-50、L70-52、L72-50、L72-52和L74-50进行同侧轮注后，L74-P51的累计产油量增加，含水率上升。上述两个方案预测10 a的L74-P51的累计产油量和含水率对比见表3。

从表3可以看出，L56-50、L56-52和L58-50进行井间轮注后，L74-P51的累计产油量增加，累计增油1 852.10 t，可以看出井间轮注对L74-P51的效果明显。

5 L区块调整对策研究

通过对L区块的水平井与直井合理注采方式优化设计及增产措施技术对策研究，确定该井区的调整对策，轮注4口水平井，压裂1口直井；共调整水平井注采比3口，提高注入压力4口井[4-6]。L区块通过水平井和直井合理注采方式研究及水平井增产措施技术对策研究后，综合调整措施效果明显，综合调整措施后累计增油量1.09×104 t，采出程度为11.94%，阶段采出程度8.00%，相对于原方案采出程度增加1.04%，预测到2024年10月，含水率为99.30%。综合调整措施效果明显。

6 结 论

（1）建立研究区块的精细地质模型，包括相模型、孔隙度模型、渗透率模型、净毛比模型和含水饱和度模型。

（2）对研究区块含水率和水平井直井含水率进行了历史拟合，拟合结果与实际吻合。

（3）通过对水平井井位和剩余油分布情况进行研究，分析得到水平井存在的主要问题。

（4）设计区块水平井增产措施并进行水平井组收效分析，得到最佳的水平井增产方案。

（5）得到最佳的增产方案。

参考文献：

[1] 任孟坤.水平井技术在蒲城油田高含水开发期剩余油挖潜中研究与应用[D].北京：中国地质大学，2012.

[2] 李佳男.DY油田S井区水驱调整方法研究[D].大庆：东北石油大学，2013.

[3] 赵春森，孙超，吕建荣.萨北第四过渡带区块水平井开发方案优化研究[J].科学技术与工程，2011，11（26）：6434-6437.

[4] 朱甲子.周期注水在萨北开发区水驱中的研究与应用[D].长春：吉林大学，2015.

[5] 朱铭.水平井-直井联合布井跟踪调整方法研究[D].大庆：东北石油大学，2011.

[6] 闵春佳，卢双舫，唐明明.致密油储层水平井压裂参数优化模拟[J].断块油气田，2015，22（6）：794-797.

[7] 吴鹏.北三西东南试验区剩余油挖潜措施数值模拟研究[D].大庆：东北石油大学，2013.