盘古梁D1油藏数值模拟跟踪及开发技术研究

2016-11-12张鹏刚吴建彬赵辉邹胜林季瑾悦冉茂科

石油化工应用 2016年10期

关键词：含水油井油藏

张鹏刚，吴建彬，赵辉，邹胜林，季瑾悦，冉茂科

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

盘古梁D1油藏数值模拟跟踪及开发技术研究

张鹏刚，吴建彬，赵辉，邹胜林，季瑾悦，冉茂科

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

本文从注采调控技术入手，结合盘古梁D1油藏目前的动态响应，有区别的应用油藏数值模拟跟踪技术，开展了油藏平面、剖面上的精细注采调控，并利用优势水流通道技术进行了油藏化学堵水和精细平面注采调整，均衡了油藏平面采液强度，合理了油田分区域注水开发技术政策，实施了油田精细注采调控工作。

低渗透；数值模拟；注采调控技术

盘古梁油田在构造上处于陕北斜坡中部，为一平缓的西倾单斜（倾角小于1°）背景上发育的多组轴向近东西向的鼻状隆起构造。其D1储层主要为三角洲前缘水下分流河道沉积。岩性以灰绿色细粒硬砂质长石砂岩为主，胶结物以绿泥石、浊沸石为主，成分及结构成熟度低，岩性致密。储层（D121+2）平均有效厚度16.1 m，平均有效孔隙度12.32%，平均渗透率1.49×10-3μm2，属特低渗透储层。油藏原始地层压力13.0 MPa，饱和压力6.84 MPa，属于低压高饱和油藏。岩心及野外露头观察结果表明，区D1油藏均存在天然裂缝，通过对盘古梁A1和A2井共24块样品用古地磁法进行岩心定向，结果基本反映了区内裂缝的组系及其分布状况，即在盘古梁油田发育有近东西向、近南北向、北东向和北西向四组裂缝，其裂缝平均走向方位大致分别为87°、19.5°、41.5°、318.5°。其中，东西向和北东向裂缝呈张剪状态，预测渗透性能相对较好［1-4］。

数值模拟研究表明，盘古梁D1油藏的最大主应力方位分布在62.5°～78.5°，平均70°。2003年应用微地震法对区水力压裂人工裂缝方位进行了监测（A3），结果表明压裂时只在主应力方向产生一条裂缝，裂缝延伸的方向是NE62.3°，与主应力延伸方向一致，裂缝全长111.15 m。

1999-2000年在盘古梁D1油藏完钻评价井7口。2001年开始对该区块实施全面滚动开发。

截至2015年12月，D1油藏共有油井605口，开井229口，平均日产液1 785 m3，平均日产油量1 168 t，综合含水为35.64%；水井214口，平均日配注量7 887 m3。历年累计产油645.058 1×104t，历年累计注水2 495.168 7×104m3，累计注采比为2.21。地质储量采油速度为0.88%，采出程度13.28%，采液速度为1.37%。

1　开发中存在的问题

D1油藏属于典型的特低渗透油藏，由于受储层物性差，裂缝发育等不利条件影响，在注水开发中出现了以下问题：

1.1主侧向井矛盾加剧，主向井含水上升

从2012年后D1油藏主侧向井矛盾加剧，主向井含水上升、侧向井液量下降，水驱不均特征明显，注水调整平衡点难以把握。其中主向井井数76口，目前综合含水67.6%，日产油136 t，占油藏的10.4%。2015年，含水上升主向井3口，侧向6口，含水由53.95%上升至89.09%，液量下降主向井1口，侧向井32口，损失液量9.43 m3/d。充分利用数值模拟成果，对油田目前开发中存在的问题展开精细注采调控技术研究，成为油田综合治理的关键。

1.2裂缝发育，水驱不均特征明显

D1油藏属于典型的特低渗透油藏，由于受储层中天然裂缝的存在和压裂缝沿主应力方向延展的不利条件影响，油藏局部水驱不均与能量补充的矛盾依然突出，在平面上，注入水沿主应力方向突进明显，主向油井水淹，侧向油井能量得不到及时有效的补充，油藏整体水驱状况差，油井见水特征以裂缝型、裂缝-孔隙复合型见水为主。历年集中整体化堵逐步失效（2013年主要在西南部2条裂缝线化堵），油藏中部平面采液不均，含水上升威胁大，且剖面尖峰状、一段或多段不吸的井比例增大。

1.3水流优势通道存在，层内、层间矛盾严重

由于D1油藏储层非均质性强、渗透率场的平面分布不均，经过多年注水开发，受注水冲刷作用，储层的物性、孔隙结构、渗流特征、流体性质等明显发生变化，且不同储层的变化规律存在差异，形成大量的注入水窜流突进的通道，即水流优势通道，注入水主要通过优势通道向油井快速突进，造成注入水的无效循环，影响油田开发效果及油藏采收率的提高。

1.4经过多年措施，目前选井空间变小

D1油藏2009年后油井措施井数逐年增加，2010-2015五年间实施230多井次（产量低于1.5 t有183口井实施措施），26口井近五年实施2～3次措施，单井年累计增油呈逐年下降趋势，常规措施选井已十分困难。

2　数值模拟跟踪及精细注采调控技术研究

针对开发中存在的问题，通过严格的油田生产历史拟合，充分利用数值模拟成果和跟踪预测技术，对油田目前开发中存在的问题展开精细注采调控技术研究，并加大对油藏的动态分析力度，根据不同区域的地质及开发特征、不断进行注采参数及注水方式的调整，寻找最优化的注水开发技术对策。同时，以分区域、等时步开发趋势预测为桥梁，积极开展水流优势通道技术研究，为油藏的高效开发奠定基础。

2.1分析来水方向，精细井组平面注水

利用数值模拟技术，综合应用地质成果、测试资料、生产数据等相关信息，结合油藏工程、渗流力学等资料建立油藏的水流优势通道模型，进行精细井组平面注水，是注水开发油藏精细注采调控的重要内容。2015年针对D1油藏20个井组进行精细井组平面注水技术研究。方案以2015年6月实际注水量为基础，上调5 m3、下调5 m3浮动预测，预测期末截止2020年12月末，预测期限5年。

方案设计好之后，进行数值模拟跟踪研究，显示三种注水方案下的井组平均日产油在预测初期相差不大，特别是排状注水区，由于实施的是线性注水，能量补充及时，几个井组在日产油上变化不大，后期几乎持平；反九点井网区其平均日产油下调方案最低，含水平稳，强化注水方案综合含水最高。

2.2模拟油井转注，提高油田开发效果

对D1油藏一批水淹井、高含水井和不生产井在模型上改变井的类型，把油井转变为注水井，同时适当配注后进行生产，预测初期为2015年6月，预测期末为2020年12月，预测期限为5年，到预测期末看转注后周围油井的产量含水，与转注之前进行对比分析。

另外还对D1油藏一批水淹井、高含水井和不生产井在模型上改变井的类别，把油井转变为注水井，同时适当配注后进行数值模拟研究。

预测初期为2015年6月，预测期末为2020年12月，预测期限为5年，到预测期末看转注后周围油井的产量含水，与转注之前进行对比分析（见图1）。从预测结果来看，选转注的7口井，对应油井32口，转注后，到预测期末2020年12月，32口对应油井的平均日产油前期变化不大，到2016年中后期和转注前相比，平均日产油明显提高；后期更是达到了转注前的2倍多；综合含水相对于转注前相对平稳，油井转注后效果显著。

2.3明确水流通道，开展化学堵水

长期注水开发的砂岩油藏，受注水冲刷作用，必然形成大量的注入水窜流突进的通道，注入水主要通过优势通道向油井快速突进，造成注入水的无效循环。针对油藏存在的优势水流通道，应用数值模拟跟踪技术，综合应用地质成果、测试资料、生产数据，分析不同注水强度、日注水相水流样本参数，进行水流优势通道研究，开展化学堵水，精细注采调控，提高油田开发水平。

具体做法：在模型上先堵水井B25方向来水，读取A8产油含水；再在模型上堵水井B26方向来水，读取A7产油含水；最后再在模型上把水井B27、B28两口水井方向全堵，读取A9产油含水；把三种方向堵水条件下B30的预测指标进行对比分析，寻求合理的堵水方案。

图1　D1油藏油井转注方案结果示意图

图2　D1油藏水流通道方案示意图

图3　D1油藏模拟压裂方案结果输出图

方案从2014年6月开始，预测期末为2020年12月，预测期限为6年。从结果来看，三种堵水方案下方案二在每个观察点日产油最高，并且生产平稳期比较长，综合含水最低，且低含水期较长，相对效果最好（见图2）。

2.4模拟压裂试验，提高措施成功率

由于油田经过多年开发，而且措施井所占比例很大，目前措施空间变小，本次在模型上把目标井所在中心的周围50 m网格的渗透率调大3～5倍，模拟压裂，再起一套模型，把范围扩大到100 m，再调大渗透率，到2020年预测期末，对比三种方案下产量含水指标，跟没有“压裂”前进行比较，实验和掌控压裂效果，提高措施成功率。

方案从2015年6月开始，预测期末为2020年12月，预测期限为5年。从结果来看，A10在三种模拟方案下方案二日产油相对较高且含水保持稳定；方案一虽然“压裂”50 m，但是考虑到A11井周围三口水井，分析认为是形成水窜，在2017年12月以后，综合含水与其他两套方案几乎持平，产油提高，含水相对稳定且低含水期较长，相对效果最好（见图3）。