低渗储层压驱设计数值模拟研究

2023-11-13张华丽金智荣

复杂油气藏 2023年3期

张华丽，金智荣，马巍

（中国石化江苏油田分公司石油工程技术研究院，江苏扬州 225009）

对低渗透油田进行压驱注水开发的主要目的是建立有效的水动力驱替系统，并为井组对应油井提供能量［1］，提高井组开发效果。因此，对注入排量、注入总量、压驱时机、压驱方式及注采比等参数进行优化，建立一套最佳的压驱注采工艺方案［2］，有利于最大限度发挥采油井生产能力，使油藏获得较高采收率。考虑压驱注水驱油机理，利用CMG油藏数值模拟软件，分析不同参数对开发效果的影响规律，并与室内驱替实验对比验证，探索考虑压驱过程基质渗透率变化的油藏压驱数值模拟方法，为后续储层压驱参数及注采制度优化提供手段。

1 压驱油藏数值模拟建模

基于室内驱替实验的岩心渗流特征及驱油规律，建立考虑压驱注水驱油机理的纯基质系统和裂缝—基质系统两类油藏数值模型（见图1），开展不同参数对最终开发效果的影响规律分析与室内驱替实验的对比验证，形成压驱油藏数值模拟方法。

图1 压驱油藏数值模型

1.1 数值模型的建立

建立63×63×1 的网格系统，设置正方形网格，单个网格长度为8 m。储层厚度设置为10 m，区域面积为0.254 km2。模拟区块布置5 口井，其中1 口注入井，4口生产井，构建的井位模型如图1所示。

1.2 模拟参数设定

压驱油藏数值模拟采用有限元压驱增渗数值模拟部分的相关地质参数，油藏基本性质如表1 所示，储层目前的地层压力为10 MPa，原始含水饱和度25%，模拟储层为油水两相流动情况，无自由气，无边、底水等。

表1 数值模拟参数设置

模型中裂缝和基质有着不同的渗流特征，模拟过程中基质使用的相渗曲线是由高压驱替实验处理得到（见图2），而裂缝的相渗曲线采用标准裂缝相渗曲线（见图3）。

图2 基质区域相渗曲线

图3 裂缝区域相渗曲线

油藏中毛管力与地层孔隙度有很大相关性，孔隙度越大毛管力作用越小。低渗油藏由于基质岩石孔隙度与渗透率都非常低，具有很大的毛管力，而对于导流能力较高的水力裂缝，其毛管力作用微弱，可以忽略不计。压驱油藏数值模型中岩石基质的毛管力曲线如图4所示。闷井过程中基质毛管力是自发渗吸的动力，注入结束后，注入流体滞留于裂缝网络内部，在高毛管力的作用下，注入流体渗吸进入岩石基质。毛管力越大，渗吸能力越强［3］。因此数值模拟中通过毛管力曲线设置来模拟渗吸过程，裂缝中不存在毛管力，没有渗吸作用，而岩石基质中的毛管力很大，渗吸作用很强［4］。

图4 毛管力曲线

1.3 数值模拟方案设计

利用数值模拟的方法对3 类渗透率储层（超低渗、特低渗、一般低渗）压驱注水工艺参数进行优化研究，整个数值模拟分为3个阶段：

（1）注入阶段：注入井定流量注入、生产井关闭；

（2）闷井阶段：注入井和生产井均关闭，闷井一定天数；

（3）生产阶段：注入井定流量注入，生产井定流量生产，进行20年开发指标预测。

具体的数值模拟方案如表2所示。

表2 数值模拟方案

2 压驱方案设计优化

通过构建的压驱注水油藏数值模型，评价压驱参数（压驱总量、压驱排量、压驱方式、压驱时机）及后续注采制度（维持注采比平衡）等对最终采收率的影响规律，初步明确适用于各设定条件储层的最佳压驱注采工艺方案。

2.1 注入排量优化

在其他压驱注水参数不变的情况下，分别设置注入排量为300、400、500、600、700、800、900 m3/d共7 个方案进行20 年开发指标预测，得到3 种渗透率级别对应模型下不同注入排量的生产开发结果。

由图5 可知，当注入排量增加时，采收程度、采油速度呈现先增大后减小的趋势，但是两者的变化幅度较小，这说明压驱过程中注入排量对开发效果影响较小；3 种渗透率级别对应模型的最优注入排量分别为700、500、500 m3/d，采收率分别可达到36.71%、30.97%、16.21%。

图5 采出程度、采油速度随注入排量的变化

2.2 注入总量优化

在其他压驱注水参数保持不变的情况下，分别设置注入总量为3 000、5 000、7 000、9 000、11 000、13 000、15 000 m3共7 个方案进行20 年开发指标预测，得到3 种渗透率级别对应模型下不同注入总量的生产开发结果（见图6）。

图6 采出程度、采油速度随注入总量的变化

由图6 可知，随着注入总量的增加，采收程度、采油速度呈现先迅速增大后缓慢减小的规律；3种渗透率级别对应模型的最优注入总量分别为12 000、11 000、7 000 m3，分别对应储层亏空体积倍数为1.15、1.25、1.1，采收率分别可达到37.05%、27.91%、16.49%。

综上所述，压驱注入量不宜过大，建议维持在储层亏空量的1.1～1.25倍。

2.3 压驱时机优化

在其他压驱注水参数保持不变的情况下，分别设置压驱时机为5、10、15、20 MPa 共4 个方案进行20 年开发指标预测，得到3 种渗透率级别对应模型下不同压驱时机的生产开发结果（见图7）。

图7 采出程度、采油速度随压驱时机的变化

由图7 可知，随着转压驱注水前地层压力水平的提高，采出程度、采油速度均呈现单调递增趋势；3 种渗透率级别对应模型的最优压驱时机均为20 MPa，采收率分别可达到41.60%、26.40%、20.14%。

综上所述，压驱时机越早，储层弹性能量释放越少，补充的能量可快速发挥驱油作用，有效提高原油采出程度。

2.4 压驱方式优化

在其他压驱注水参数保持不变的情况下，分别设置压驱方式为恒定排量式、递增排量式、递减排量式、交替排量式共4 个方案进行20 年开发指标预测，得到3 种渗透率级别对应模型下不同压驱方式的生产开发结果（见图8）。

图8 采出程度、采油速度随压驱方式的变化

由图8 可知，在4 种压驱方式中，交替排量式对应的开发效果最好，递减排量式对应的开发效果最差；在交替排量式条件下，3 种渗透率级别对应模型的采收率分别为42.81%、26.27%、20.46%。

综上所述，相较于其他压驱方式，交替排量注入能够增加能量扩散范围，有效提高原油采收率。

2.5 注采比优化

在压驱注水参数保持不变的情况下，在生产阶段分别设置注采比为1.0、1.2、1.4、1.6、1.8、2.0 共6 个方案进行20 年开发指标预测，得到3 种渗透率级别对应模型下不同注采比的生产开发结果（见图9）。

图9 采出程度、采油速度随注采比的变化

由图9 可知，随着注采比的增加，渗透率为19×10-3µm2及0.1×10-3µm2的模型采出程度、采收率呈单调递减趋势，6×10-3µm2的模型采出程度、采收率先增大后减小；3 种渗透率级别对应模型的最优注采比分别为1.0、1.4、1.0，采收率分别可达到27.62%、20.14%、15.27%。

综上所述，注采比过大，会导致油井过早见水，不利于实际生产，建议将注采比维持在1.0～1.4，能够为储层提供充足水驱能量。