延长油田低渗透油藏高含水综合治理数值模拟研究及应用

2018-08-18云彦舒谢旭强王振宇

石油地质与工程 2018年4期

白远，云彦舒，田丰，谢旭强，王振宇

白远1，云彦舒2，田丰1，谢旭强1，王振宇1

（1．陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2．延安职业技术学院石油工程系）

延长油田214区块经过近10余年的注水开发，目前存在注水见效周期短、含水上升速度快、水驱动用差等问题。为了研究有效的治理方案，提高采收率和经济效益，采用Eclipse数值模拟的黑油模型，在生产动态拟合中对低渗油藏人工裂缝进行渗透率的表征，含水率拟合中采取相渗调整和含水饱和度修改的方法，确保模型的可靠性。通过对水井自适应复合调驱和油井堵水两种治理措施的注入量和封堵位置进行数模优化，最终确定调驱剂按照窜流通道体积的0.3~0.5 PV注入，表面活性剂按照孔隙体积的0.06~0.08 PV注入，油井堵水选择距离油井2/3半缝长的位置。依据数模优化结果，开展了现场措施实施，效果较好。

延长油田;数值模拟；历史拟合；参数优化

延长油田214区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中东部，为一平缓的西倾单斜，倾角不足半度，无断层存在，由于岩性差异压实作用，局部地区发育低缓的鼻状隆起，隆起幅度小于10 m。长2油层组储层属于子长–安塞三角洲沉积体系三角洲平原亚相下发育的分流河道和分流间湾微相，属受岩性控制的典型岩性油藏。油层具有一定的边底水，驱动类型属弹性弱水驱动，油层局部发育微裂缝，是典型的低孔、低渗、低温油藏[1]。区域注水开发始于2002年，2004年基本实现了面积注水。随着注水开发的不断深入，该区块油藏含水上升快，水驱开发效果差；平面上注采不均衡，水淹存在差异；储层非均质性强，层间矛盾突出，层内吸水不均匀。数值模拟技术是解决此类问题的有效途径，通过建立的模型对调堵措施参数进行合理优化，以实施有效的挖潜措施[2-4]。

1 数模建立过程

1.1 模型建立

依据地质建模网格粗化后得到的小层构造模型和静态参数场（包括岩相、孔隙度、渗透率、净毛比等），建立三维油藏模型。平面上建立20 m×20 m均匀网格，纵向上共4个小层，形成130×129×4的网格系统，模拟总节点数为67 080。

1.2 油藏物性参数和动态数据的选取

油藏物性参数主要有三方面：油藏流体物理性质、相对渗透率曲线和流体PVT参数（表1）。214区块长2油藏孔隙度平均为14.85%，渗透率平均为11×10-3μm2；天然裂缝发育以北东向、近东西向为主，油藏平均埋深842.5 m，平均原始地层压力为6.5 MPa，平均地层温度为34.5 ℃。原油密度平均0.845 g/cm3，黏度为3.5 mPa·s/(50 ℃)，地层原油体积系数平均为1.036，井网类型为240 m×160 m不规则菱形反九点井网。

动态数据。首先，收集整理油水井的完井信息、射孔层段、压力测试等数据，形成历史事件文件。其次，整理投产时间、产量数据和动液面等动态数据，形成生产历史文件。累产油和累产水数据是最重要的数据，确保在整个生产历程中满足不同时间阶段的物质平衡条件，处理后形成数模软件标准数据格式文件[5-8]。

1.3 历史拟合

表1 流体PVT参数

模拟计算选择全隐式三维油水两相黑油模型，最小步长1 d，最大步长31 d，模拟起始时间2004年3月1日。根据基础地质研究，初始含油饱和度受储层非均质性影响，其分布具有一定波动性；另外主要依据砂厚和油厚分布图，适当调整孔隙度和有效厚度，之后进行储量拟合。最终拟合结果显示，本次拟合精度较高，误差小于5%。

生产动态拟合。油井都采取压裂投产，需对近井地带的渗透率进行修改，采液量才能得到较好的拟合。考虑到压裂人工裂缝主要沿地应力方向分布，且近井地带裂缝张开程度大、渗透率变化大，反之远井地带变化小，这就导致了地层平面渗透率的非均质性，即裂缝发育方向地层的渗透率增加显著。因此，将油水井所在网格裂缝方向上左右相邻的网格渗透率扩大100倍左右来等效人工压裂缝。根据修改的渗透率，产液量和产油量拟合效果较好（图1）。

图1 累计产液和累计产油拟合

含水率的拟合主要从两方面开展。一是相对渗透率调整，214区块储层平面和层间非均质性较强，不同区域相对渗透率属性具有较大差别，同时压裂过程中岩石力学性质发生改变，相对渗透率也随之变化，因此，相渗曲线不能完全适应于实际有效渗透率场，应对实验室所测相渗曲线作适当调整。二是含水饱和度修正，因部分井含水率异常高，主要由储层含水饱和度高和水驱前缘沿裂缝侵进引起，因此在相对渗透率调整的基础上辅以储层含水饱和度调整和井间渗透率调整。通过上述两种方法对整个油藏模拟阶段含水率进行拟合，由图2可见拟合效果较好，误差控制在允许范围之内。

2 治理措施数模优化

图2 含水率拟合

目前适合延长油田长2低渗透油藏治理的措施有井网调整、油井堵水、水井自适应调驱、水井自适应复合调驱（加表面活性剂）、空气泡沫驱等。本着兼顾成本投入，坚持油、水井同时治理的原则，现场应用最多的是水井自适应复合调剖和油井堵水措施。根据建立的数模，对两种措施不同施工参数值对含水率和采收率的影响进行研究[9-14]。

自适应复合调驱。合理的注入量是制定调驱方案的关键内容。本次主要针对调驱剂注入体积和后续表面活性剂注入体积进行数模优化[8]。先注入调驱剂分别按窜流通道体积的0.1，0.2，0.3，0.4，0.5，0.6 PV体积注入，0.3~0.5 PV为最佳（图3），后续表面活性剂的注入按照孔隙体积的0.05，0.06，0.07，0.08，0.09 PV体积注入，0.06~0.08 PV为最佳（图4）。

图3 不同调驱剂体积对含水和采收率的影响

油井堵水。将强度不同的堵剂按照一定顺序依次注入，封堵油井和水井之间的优势渗流通道，其关键是堵剂在油井与注水井距离之间放置位置和堵剂注入量。

本次模拟堵剂的放置位置对采收率产生了影响（图5），可见堵水位置选择距离油井2/3半缝长的位置为最佳[15-19]。

图4 不同表面活性剂体积对含水和采收率的影响

3 现场应用效果

基于区块开发动态、测井曲线、吸水剖面、小层连通性等逐井组分析识别出了214区块窜流通道（图6），参考数值模拟研究得出的水井自适应复合调驱和油井堵水合理注入量和堵水位置，选择10口油井进行堵水，10口注水井进行自适应复合调驱措施。针对油井堵水选择表2的工艺参数施工，针对水井自适应复合调驱选择表3的工艺参数施工。