张明亮

中国石油大庆油田有限责任公司第九采油厂（黑龙江大庆163853）

数值模拟技术在低渗透油田注采系统调整中的应用

张明亮

中国石油大庆油田有限责任公司第九采油厂（黑龙江大庆163853）

针对低渗透油田投产开发后，地层压力保持水平低，油井产量递减速度快的矛盾，对原开发井网进行适时的调整及时补充地层能量是十分必要的。应用数值模拟技术对敖南油田试验区注采系统调整方案适应性进行研究，指出，试验区需要在油水井对应压裂的前提下进行合理地注采系统调整，五点法井网转注为最佳方案，同时也提出了低渗透油田合理的转注时机以及调整方案优选原则，在经济有效的基础上最大程度地提高低渗透油田的采收率。

低渗透油田；数值模拟；注采系统

试验井区位于敖南油田鼻状构造南部的西倾斜坡带，整体为一西倾的单斜构造，构造幅度较陡。从完钻井资料来看，试验井区储层整体展布特征具有局部厚度差异较大，厚薄相间分布的特点，平均单井钻遇砂岩厚度6.8m，有效厚度2.7m。砂岩主要发育在PI1、2、3、4层，PI5层全区大面积发育泥岩，PI6、7层为连片发育泥岩，局部发育透镜状砂岩，含油性、渗透性差。试验井区葡萄花层物性差，有效孔隙度平均为16.7%，空气渗透率平均为3.8×10-3μm2，属于低渗透油田，从以往其他低渗透油田开发效果看，该类油田投产后地层压力较非低渗透油田保持水平低，产量递减速度快，年递减率最高可达45%，若不及时补充地层能量，后期即使地层压力上升，油井也很难恢复正常递减水平[1-3]。所以为了及时地补充地层能量,对注采系统进行适时的调整是十分必要的。

1 开发概况

试验井区于2006年实施同步注水开发以来，采取了不同的注水强度试验，试验结果表明高强度注水受效比例高，地层压力保持水平高，为此，后期均调整为高强度注水。试验井区共有油、水井47口，其中采油井13口，平均单井日产油0.8t，累积产油6.682 0×104t，剩余可采储量17.837 7×104t；地质储量采油速度1.06%，地质储量采出程度5.39%，可采储量采油速度5.05%，可采储量采出程度25.68%；注水井13口，平均单井日注水18m3；年注水量8.541 0×104m3，累积注水33.207 8×104m3，年注采比2.60，累积注采比2.46。自然递减率23.7%，综合递减率22.7%；综合含水26.0%，地层压力8.45MPa，总压差-9.98MPa，地饱压差1.76MPa。

2 注采系统调整必要性

2.1 注水井点少，欠注比例高

敖南油田试验井区目前油水井数比例高达3.6，注水井点少，注水压力上升快。由于高强度注水试验，平均单井日注水由初期的17m3增加到21m3，由初期的2.3m3/(d·m)提高到目前的2.9m3/(d·m)，开发仅4年时间注水压力上升了4.1MPa，目前不吸水井占总注水井的30.8%。由于油水井数比例高，受水井吸水能力差影响地层压力下降较快，虽然后期加强注水，但地层压力恢复速度缓慢。

2.2 储层非均质性强，油井受效差

试验井区投入注水开发4年来，受效比例仅为59.57%。分析未受效的28口油井，其主要原因：一是受注水井注水压力高、吸水能力差影响，有15口井未受效，占总井数的53.6%；二是受平面非均质性影响，即井组内地层系数差异大，造成8口井未受效，占总井数的28.6%；三是受连通状况差和注采关系不完善影响，5口井不受效，占总井数的17.8%。

由于油田受效比例低，井区低效油井多，措施挖潜余地小，治理难度大。截止2010年12月，试验井区内共有低效油井20口，占总井数的42.6%。目前日产液21.7t，日产油8.2t，综合含水62.2%。

2.3 注水连通方向单一，注水调整难度大

虽然试验井区发育成片的席状砂体，但双向及多向连通比例仅为12.5%。受裂缝性见水井的影响，试验井区裂缝发育区老井自然递减率高达27.3%，分析其主要原因：一是由于多向连通比例低，油井裂缝性见水后平面矛盾突出，为控制含水，方案调整后井组供液能力下降，油井受效状况进一步变差，控制裂缝性见水井含水与保持裂缝两侧油井供液能力的矛盾突出；二是裂缝性见水井层间接替潜力小，注水调整效果差[4]。因此对试验区进行注采系统调整研究，有效提高油田采收率是十分必要的。

3 注采系统调整方法的研究

3.1 注采系统调整的可行性

首先要算出试验井区的极限驱动井距，判断现有的井距是否在该地区的极限驱动井距之内，从而进行下一步的注采系统调整[5]。

根据大庆外围葡萄花油层地质参数（表1）和启动压力梯度的经验公式：

λ=0.548 1K-1.3654

极限驱动井距计算公式：

式中：λ为启动压力梯度，MPa/m；K为渗透率，10-3μm2；L极限为极限驱动井距，m；Pw为注水井流压，MPa；Pf为油井流压，MPa。

表1 试验井区葡萄花油层地质参数

计算出试验井区葡萄花层极限驱动距离为269m。由于试验井区采用300m×300m正方形反九点法注水井网开发，所以需要通过油水井对应压裂，使驱替距离由300m缩短到212m，达到极限驱动井距以内。

3.2 注采系统调整方案设计

针对试验区水井负担重的实际，通过数值模拟方法，研究注采系统调整合理的时机及方式。

3.2.1 转注方式优选

按照注采系统调整原则，按反九点转五点法和行列式，共设计3套方案，如图1和表2所示。

由表3和图2可以看出，通过3套方案数值模拟结果对比，含水到95%时，方案1采出程度为26.28%，高于其他方案。方案1的10年末采出程度19.6%，较原井网提高1.9个百分点，方案2、方案3的10年末采出程度均低于方案1。方案1的10年末综合含水为75.1%，较原井网低2.6个百分点，方案2、方案3的10年末综合含水均高于方案1。

图1 3种转注方案

表2 不同转注方式设计方案情况表

表3 不同转注方式10年末开发指标数值模拟预测结果

图2 不同转注方式10年末采出程度-含水变化曲线

从经济效益方面考虑，方案1多转注1口井，虽然多投入，而采出程度较方案2和方案3分别高0.2%和0.4%，创造的产能要远高于投入。综合分析，优选方案1，即反九点井网转五点法井网实施转注：共转注13口井，转注后井区油水井数由3.6下降到1.3，水驱控制程度由97.8%提高到98.1%，提高了0.3%，多向连通比例由12.5%提高到56.6%，提高了44.1%。

3.2.2 转注时机优选

调研国内低渗透油田注采系统调整时机表明，合理的调整时机在地层压力恢复阶段，压力保持水平在70%～80%较为适宜[6]。根据原井网条件下含水和地层压力变化情况（图3），含水达到30%时，地层压力开始逐步恢复，压力保持水平为75.0%。因此共设计含水达到30%、40%、50%、60%时的4套转注时机方案（表4），通过数值模拟，优选合理转注时机（图4）。

图3 原井网条件下压力和含水变化曲线

表4 不同转注时机含水及地层压力情况表

图4 不同转注时机采出程度-含水变化曲线

从不同转注时机数值模拟结果来看，含水25%时实施转注，10年末采出程度最高，为19.6%，并且转注时机越晚，含水达到95%时采出程度越低（表5）中。因此，优选方案1，即含水达到30%左右实施转注。

表5 不同转注时机10年末开发指标数值模拟预测结果

3.2.3 注水参数优选

注采系统调整实施后考虑平衡新老井周围压力，避免出现井区之间压力不均衡，需要进一步合理匹配新老井注水强度，按照老注水井控制注水，新转注井加强注水的原则，应用Eclipse数值模拟软件分别预测几种设计方案的开发指标（表6）。

根据数值模拟的预测结果，转注实施后老井按1.5m3/(d·m)的强度注水，转注井按2.5m3/(d·m)的强度注水，含水级别达到95%时采出程度为26.93%，高于其他方案；同时10年末采出程度19.70%也高于其他方案的水平，综合考虑该方案为最佳。为此，转注后注水参数按该方案执行。

4 结论

1）敖南油田试验区注采系统调整应按照反九点转五点法进行转注，最佳的转注时机是综合含水在30%左右，老井、新井配注强度分别为1.5m3/（d·m）和2.5m3/（d·m）为最优方案。

2）根据敖南油田储层构造特点及目前开发特征，注采系统调整应遵循以下原则：以完善单砂体注采关系为基础，提高多向连通比例为目的，在平面及纵向上对油水井进行综合考虑；断层附近的油井不转注；注采系统调整的井网关系要相对均匀，有利于后期调整。

3）借鉴敖南油田试验区的注采系统调整经验，认为低渗透油田通过注采系统调整，可以提高多向连通比例，扩大水驱波及体积，恢复地层压力，促进油井受效；同时针对局部裂缝发育区域可有效动用裂缝两侧剩余油，最大程度提高油田采收率。

表6 新老井不同注水参数匹配设计方案及数值模拟预测结果情况表

[1]李道品.低渗透油田高效开发决策论[M].北京：石油工业出版社，2003：103-107.

[2]马立文,关云东,韩沛荣.裂缝性低渗透砂岩油田井网调整实施与认识[J].大庆石油地质与开发,2000,19(3):11-14.

[3]李莉,韩德金,周锡生.大庆外围低渗透油田开发技术研究[J].大庆石油地质与开发,2004,23(5):85-87.

[4]王秀娟,杨学保,迟博,等.大庆外围低渗透储层裂缝与地应力研究[J].大庆石油地质与开发,2004,23(5):88-90.

[5]王俊魁,万军,高树棠.油气藏工程方法研究与应用[M].北京:石油工业出版社,1998.

[6]周锡生,穆剑东,王文华.裂缝性低渗透砂岩油藏井网优化设计[J].大庆石油地质与开发,2003,22(4):25-28.

After low permeability oilfield puts into production,the formation pressure is low,and the output of oil well is decreasing rapidly.Therefore,it is necessary to adjust the original development well pattern to supplement the formation energy in time.The adaptability of the injection-production system in the test area of Aonan oilfield is studied using numerical simulation technology,it is held that the injection-production system in the test area must be reasonably adjusted under the premise of corresponding fracturing of oil and water injection wells,and five-point well pattern is the best well pattern scheme.At the same time,reasonable water injection timing of low permeability oilfield and the principle for adjusting injection-production system are put forward,that is,improving the recovery rate of low permeability oilfield to the greatest extent.

low permeability oilfield;numerical simulation;injection-production system

王梅

2015-07-17

张明亮（1985-），男，工程师，硕士，主要从事油气田开发地质工作。