宋芳屯油田芳17区块注采比优化研究

冷小勇



宋芳屯油田芳17区块注采比优化研究

冷小勇

（大庆油田第八采油厂， 黑龙江 大庆 163514）

芳17区块是宋芳屯北部已投入开发的6个区块之一，由于开发时间长、已进入中高含水期，并且经过多次注采系统和注水结构调整以及压裂改造等措施，具有该油田砂体分布零散、油井流动压力高、累计耗水高，波及系数低的典型开发特征。因此，以芳17区块为典型区块，利用数值模拟方法进行注采比优化研究。在含水率为60%、70%、80%、85%、90%五个开发阶段开展了注采比优化研究，确定60%~90%之间的合理注采比范围为1.3~1.7；开展了反九点井网和五点井网注采比优化研究，结果表明井网加密调整后可以采用较低注采比开发。

宋芳屯油田；注采比；地质建模；优化研究

采用合理的注采比（IPR）能有效缓解平面、层间和层内的矛盾，使地层保持一定的压力[1]，是水驱油田规划和设计注水量的重要依据。目前，国内外对油田注采比优化研究的方法主要有物质平衡法[2]、最优化方法[3]、不平衡系数法[4]、多元回归法[5]以及注采比与水油比关系法[6]等，这些方法以油藏工程方法为主，利用数值模拟方法确定合理注采比的研究却较少[7-9]。因此，本文以芳17区块为典型区块，利用数值模拟方法进行注采比优化研究。

1 油田概况

统计全区实测压力资料，测试深度1 389.68~1 606.10 m，平均地层压力13.72 MPa，平均压力系数为0.963，属于正常压力系统。根据宋芳屯油田探井、评价控制井录取的高压物性资料，宋芳屯油田平均饱和压力为4.68 MPa。地饱压差较大，有一定的弹性能量。

2 油藏数值模拟模型建立

网格划分过程中，基于油田开发和模拟的需要，平面上划分为87×150=13 050的平面网格；纵向上共划分为13个模拟层。因此，建立了87×150×13=169 650的网格系统。建立了构造模型和渗透率、孔隙度、净毛比等属性模型。

3 生产历史拟合

3.1 全区拟合结果

试验区累积产油量、日产油量以及含水率拟合状况如图1、图2所示，可以看出，全区动态开发指标的拟合精度较高，可用于接下来的方案计算。

图1 区块日产油量拟合曲线

图2 区块含水率拟合曲线

3.2 单井拟合结果

单井拟合是油藏模拟中最核心和最重要的一项工作。单井拟合的好坏关系到模拟质量的高低，预测方案的成败。所以做好油藏模拟工作不仅要建立地质模型(包括参数处理)，更重要的是进行较好的单井历史拟合。本文完成了试验区130口生产井日产油量、含水率的拟合，本文列举了F100-84、F88-86这两口井的拟合状况如图3、图4所示，其拟合精度较高，可用于接下来的方案计算。

图3 F100-84井日产油量拟合曲线

3.3 拟合状况分析

整个油藏拟合结果，研究区日产油量和含水率的拟合值与实际值之间误差率较小，说明油藏的历史拟合情况良好；从单井拟合情况来看，在试验井区的130口生产井中，拟合好的为105口，占80.8％，拟合一般的为11口，占8.5％，较差的有14口，占10.7％，综合衡量看单井的含水拟合情况较好。

图4 F100-84井含水率拟合曲线

3.4 剩余油分布规律

（1）注采不完善型

主要分为两种类型：第一种：剩余油主要是砂体规模小及断层遮挡，造成平面上有注无采或有采无注，如图5；第二种：剩余油主要是连片砂体，砂体局部注采不对应，水驱控制程度低，如图6所示。

图5 砂体规模小及断层遮挡型剩余油分布图

图6 连片砂体局部注采不对应型剩余油分布图

（2）水驱未动用型

剩余油主要存在于油层发育，未射孔层位，主要分布在油藏南部，这部分剩余油可以通过补孔措施增加水驱控制程度，共涉及油井32口，有效厚度53.1 m，如图7所示。

图7 水驱未动用型剩余油分布图

（3）水驱动用程度低型

这类剩余油主要是由于井况差，无法正常生产引起的，共有66口井，其中26口井生产不正常时间较长，如图8所示。

图8 水驱动用程度低型剩余油分布图

（4）井网控制低型

主要存在于目前井网条件下无井控制的区域，主要分布于主体厚层砂和主体薄层砂中，这部分剩余油分布区域具有打加密井潜力，如图9所示。

（5）注水井吸水差型

这类剩余油大多分布于席状砂与河道砂边缘，由于注水井油层物性差，注水井吸水差甚至不吸水而形成剩余油，如图10所示。

4 合理注采比研究

合理注采比研究是以剩余油挖潜为基础，目的是减少无效注水，确定合理开采速度，但合理注采比研究不能直接利用现有井网直接作方案设计，具体建议如下：

图9 井网控制不住型剩余油分布图

图10 注水井吸水差型剩余油分布图

（1）连片注采不完善井实现补孔或堵层，增加井网控制程度；

（2）在注采调整完善基础上进行注采比优化研究；

（3）非正常生产井进行复查，完善注采井网；

（4）在井网调整基础上进行合理注采比优化研究。

4.1 注采不完善井调整

首先对有注无采井对应层封堵及未水淹层补孔，调整后剩余油得到了明显改善，如图11所示。

4.2 注采比优化

（1）注采现状分析

将调整后整个区块分为东、西、南、北四个区，通过分区计算可以看到，该区块注采比调整及优化必须要以各区域实际面临的问题开展研究。西区和东区注采比低，大量的生产井和注入井生产不正常，首先要使其恢复正常，完善目前的注采对应关系，南区和北区可以利用现有井网，对其进行研究。现以南区为例，开展相应的注采优化研究。

图11 调整前后剩余油饱和度对比图

a.不同开发阶段合理注采比确定

含水60%-70%，注采比为1.7时，采油速度最高，含水上升速度快速增加；含水80%-85%，注采比为1.5时，采油速度最高，含水上升速度快速增加；含水90%，注采比为1.3时，采油速度最高，含水上升速度逐渐增加，如图12、图13所示。

图12 注采比与含水上升速度关系曲线

图13 注采比与采油速度关系曲线

b.不同井网合理注采比

开展了反九点和五点井网优化研究，并确定了两种井网的合理注采比范围。

方案1：以现有井网为基础，建立4个井组的反九点井网，转注3口，新井16口，如图14所示；

方案2：在反九点井网基础上，建立4个井组的五点井网，转注3口，新井9口，如图15所示。

图14 反九点井网井位图

图15 五点井网井位图

方案一中，反九点井网注采比优化：随着注采比的增加，日产油量降低，含水上升速度加快，当注采比为1.4时，采收率较高，采油速度最高，如图16所示。因此，确定反九点井网合理注采比为1.4。

图16 注采比与采收率、采油速度曲线

方案二中，五点井网注采比优化：随着注采比的增加，采收率降低，含水上升速度快，当注采比为1.2时，采收率较高，采油速度最高，如图17、所示。因此，确定五点井网合理注采比为1.2，网加密调整后可以采用较低注采比开发。

图17 注采比与采收率、采油速度曲线

5 结论

（1）建立了试验区13个沉积单元的沉积相模型及属性模型，完成了芳17区全区及单井动态开发指标的历史拟合。

（2）从剩余油分布情况看，剩余油分布类型主要以下5种：注采不完善型、水驱未动用型、水驱动用程度低型、井网控制低型、注水井吸水差型，注采不完善、水驱未动用和动用程度低是剩余油富集的主要因素。

（3）通过封堵有注无采层、补射未水淹储层发育好的油层能够有效挖潜剩余油，增加注水有效性。

（4）在含水率为60%、70%、80%、85%、90%五了开发阶段开展了注采比优化研究，确定60%~90%之间的合理注采比范围为1.3~1.7。

（5）开展了反九点井网和五点井网注采比优化研究，结果表明井网加密调整后可以采用较低注采比开发。

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Study on Optimization of Injection-Production Ratio in Fang17 Block of Songfangtun Oilfield

（Daqing Oilfield Company No.8 Oil Production Plant, HeilongjiangDaqing 163514, China）

Fang 17 block is one of 6 blocks that have been put into development in the northern part of Songfangtun Oilfield. Due to long time development, it has entered the high water-cut stage. After several injection production and injection structure adjustment, Songfangtun oilfield has some typical features as follows: scattered oil sand distribution, high oil well flow pressure, high cumulative water consumption and low sweep efficiency. In this paper, taking Fang17 block as a typical model, injection-production ratio was optimized by numerical simulation method. The results show that, when water-cut is between 60%~90%,reasonable injection production ratio is between 1.3~1.7. Study on injection-production ratio optimization by inverted nine-spot well pattern and five-spot pattern was carried out. The result shows that low injection production ratio can be used after well pattern infilling.

Songfangtun oilfield;Injection-production ratio;Geological modeling;Optimization research

TE 343

A

1671-0460（2017）08-1679-05

2017-05-12

冷小勇（1981-），男，黑龙江人，从事专业油藏工程。E-mail：lengxiaoyong@prtrochina.com.cn。