盤古梁D1油藏?cái)?shù)值模擬跟蹤及開發(fā)技術(shù)研究

張鵬剛，吳建彬，趙輝，鄒勝林，季瑾悅，冉茂科

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

盤古梁D1油藏?cái)?shù)值模擬跟蹤及開發(fā)技術(shù)研究

張鵬剛，吳建彬，趙輝，鄒勝林，季瑾悅，冉茂科

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

本文從注采調(diào)控技術(shù)入手，結(jié)合盤古梁D1油藏目前的動態(tài)響應(yīng)，有區(qū)別的應(yīng)用油藏?cái)?shù)值模擬跟蹤技術(shù)，開展了油藏平面、剖面上的精細(xì)注采調(diào)控，并利用優(yōu)勢水流通道技術(shù)進(jìn)行了油藏化學(xué)堵水和精細(xì)平面注采調(diào)整，均衡了油藏平面采液強(qiáng)度，合理了油田分區(qū)域注水開發(fā)技術(shù)政策，實(shí)施了油田精細(xì)注采調(diào)控工作。

低滲透；數(shù)值模擬；注采調(diào)控技術(shù)

盤古梁油田在構(gòu)造上處于陜北斜坡中部，為一平緩的西傾單斜（傾角小于1°）背景上發(fā)育的多組軸向近東西向的鼻狀隆起構(gòu)造。其D1儲層主要為三角洲前緣水下分流河道沉積。巖性以灰綠色細(xì)粒硬砂質(zhì)長石砂巖為主，膠結(jié)物以綠泥石、濁沸石為主，成分及結(jié)構(gòu)成熟度低，巖性致密。儲層（D121+2）平均有效厚度16.1 m，平均有效孔隙度12.32%，平均滲透率1.49×10-3μm2，屬特低滲透儲層。油藏原始地層壓力13.0 MPa，飽和壓力6.84 MPa，屬于低壓高飽和油藏。巖心及野外露頭觀察結(jié)果表明，區(qū)D1油藏均存在天然裂縫，通過對盤古梁A1和A2井共24塊樣品用古地磁法進(jìn)行巖心定向，結(jié)果基本反映了區(qū)內(nèi)裂縫的組系及其分布狀況，即在盤古梁油田發(fā)育有近東西向、近南北向、北東向和北西向四組裂縫，其裂縫平均走向方位大致分別為87°、19.5°、41.5°、318.5°。其中，東西向和北東向裂縫呈張剪狀態(tài)，預(yù)測滲透性能相對較好［1-4］。

數(shù)值模擬研究表明，盤古梁D1油藏的最大主應(yīng)力方位分布在62.5°～78.5°，平均70°。2003年應(yīng)用微地震法對區(qū)水力壓裂人工裂縫方位進(jìn)行了監(jiān)測（A3），結(jié)果表明壓裂時(shí)只在主應(yīng)力方向產(chǎn)生一條裂縫，裂縫延伸的方向是NE62.3°，與主應(yīng)力延伸方向一致，裂縫全長111.15 m。

1999-2000年在盤古梁D1油藏完鉆評價(jià)井7口。2001年開始對該區(qū)塊實(shí)施全面滾動開發(fā)。

截至2015年12月，D1油藏共有油井605口，開井229口，平均日產(chǎn)液1 785 m3，平均日產(chǎn)油量1 168 t，綜合含水為35.64%；水井214口，平均日配注量7 887 m3。歷年累計(jì)產(chǎn)油645.058 1×104t，歷年累計(jì)注水2 495.168 7×104m3，累計(jì)注采比為2.21。地質(zhì)儲量采油速度為0.88%，采出程度13.28%，采液速度為1.37%。

1　開發(fā)中存在的問題

D1油藏屬于典型的特低滲透油藏，由于受儲層物性差，裂縫發(fā)育等不利條件影響，在注水開發(fā)中出現(xiàn)了以下問題：

1.1主側(cè)向井矛盾加劇，主向井含水上升

從2012年后D1油藏主側(cè)向井矛盾加劇，主向井含水上升、側(cè)向井液量下降，水驅(qū)不均特征明顯，注水調(diào)整平衡點(diǎn)難以把握。其中主向井井?dāng)?shù)76口，目前綜合含水67.6%，日產(chǎn)油136 t，占油藏的10.4%。2015年，含水上升主向井3口，側(cè)向6口，含水由53.95%上升至89.09%，液量下降主向井1口，側(cè)向井32口，損失液量9.43 m3/d。充分利用數(shù)值模擬成果，對油田目前開發(fā)中存在的問題展開精細(xì)注采調(diào)控技術(shù)研究，成為油田綜合治理的關(guān)鍵。

1.2裂縫發(fā)育，水驅(qū)不均特征明顯

D1油藏屬于典型的特低滲透油藏，由于受儲層中天然裂縫的存在和壓裂縫沿主應(yīng)力方向延展的不利條件影響，油藏局部水驅(qū)不均與能量補(bǔ)充的矛盾依然突出，在平面上，注入水沿主應(yīng)力方向突進(jìn)明顯，主向油井水淹，側(cè)向油井能量得不到及時(shí)有效的補(bǔ)充，油藏整體水驅(qū)狀況差，油井見水特征以裂縫型、裂縫-孔隙復(fù)合型見水為主。歷年集中整體化堵逐步失效（2013年主要在西南部2條裂縫線化堵），油藏中部平面采液不均，含水上升威脅大，且剖面尖峰狀、一段或多段不吸的井比例增大。

1.3水流優(yōu)勢通道存在，層內(nèi)、層間矛盾嚴(yán)重

由于D1油藏儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、滲透率場的平面分布不均，經(jīng)過多年注水開發(fā)，受注水沖刷作用，儲層的物性、孔隙結(jié)構(gòu)、滲流特征、流體性質(zhì)等明顯發(fā)生變化，且不同儲層的變化規(guī)律存在差異，形成大量的注入水竄流突進(jìn)的通道，即水流優(yōu)勢通道，注入水主要通過優(yōu)勢通道向油井快速突進(jìn)，造成注入水的無效循環(huán)，影響油田開發(fā)效果及油藏采收率的提高。

1.4經(jīng)過多年措施，目前選井空間變小

D1油藏2009年后油井措施井?dāng)?shù)逐年增加，2010-2015五年間實(shí)施230多井次（產(chǎn)量低于1.5 t有183口井實(shí)施措施），26口井近五年實(shí)施2～3次措施，單井年累計(jì)增油呈逐年下降趨勢，常規(guī)措施選井已十分困難。

2　數(shù)值模擬跟蹤及精細(xì)注采調(diào)控技術(shù)研究

針對開發(fā)中存在的問題，通過嚴(yán)格的油田生產(chǎn)歷史擬合，充分利用數(shù)值模擬成果和跟蹤預(yù)測技術(shù)，對油田目前開發(fā)中存在的問題展開精細(xì)注采調(diào)控技術(shù)研究，并加大對油藏的動態(tài)分析力度，根據(jù)不同區(qū)域的地質(zhì)及開發(fā)特征、不斷進(jìn)行注采參數(shù)及注水方式的調(diào)整，尋找最優(yōu)化的注水開發(fā)技術(shù)對策。同時(shí)，以分區(qū)域、等時(shí)步開發(fā)趨勢預(yù)測為橋梁，積極開展水流優(yōu)勢通道技術(shù)研究，為油藏的高效開發(fā)奠定基礎(chǔ)。

2.1分析來水方向，精細(xì)井組平面注水

利用數(shù)值模擬技術(shù)，綜合應(yīng)用地質(zhì)成果、測試資料、生產(chǎn)數(shù)據(jù)等相關(guān)信息，結(jié)合油藏工程、滲流力學(xué)等資料建立油藏的水流優(yōu)勢通道模型，進(jìn)行精細(xì)井組平面注水，是注水開發(fā)油藏精細(xì)注采調(diào)控的重要內(nèi)容。2015年針對D1油藏20個(gè)井組進(jìn)行精細(xì)井組平面注水技術(shù)研究。方案以2015年6月實(shí)際注水量為基礎(chǔ)，上調(diào)5 m3、下調(diào)5 m3浮動預(yù)測，預(yù)測期末截止2020年12月末，預(yù)測期限5年。

方案設(shè)計(jì)好之后，進(jìn)行數(shù)值模擬跟蹤研究，顯示三種注水方案下的井組平均日產(chǎn)油在預(yù)測初期相差不大，特別是排狀注水區(qū)，由于實(shí)施的是線性注水，能量補(bǔ)充及時(shí)，幾個(gè)井組在日產(chǎn)油上變化不大，后期幾乎持平；反九點(diǎn)井網(wǎng)區(qū)其平均日產(chǎn)油下調(diào)方案最低，含水平穩(wěn)，強(qiáng)化注水方案綜合含水最高。

2.2模擬油井轉(zhuǎn)注，提高油田開發(fā)效果

對D1油藏一批水淹井、高含水井和不生產(chǎn)井在模型上改變井的類型，把油井轉(zhuǎn)變?yōu)樽⑺?，同時(shí)適當(dāng)配注后進(jìn)行生產(chǎn)，預(yù)測初期為2015年6月，預(yù)測期末為2020年12月，預(yù)測期限為5年，到預(yù)測期末看轉(zhuǎn)注后周圍油井的產(chǎn)量含水，與轉(zhuǎn)注之前進(jìn)行對比分析。

另外還對D1油藏一批水淹井、高含水井和不生產(chǎn)井在模型上改變井的類別，把油井轉(zhuǎn)變?yōu)樽⑺瑫r(shí)適當(dāng)配注后進(jìn)行數(shù)值模擬研究。

預(yù)測初期為2015年6月，預(yù)測期末為2020年12月，預(yù)測期限為5年，到預(yù)測期末看轉(zhuǎn)注后周圍油井的產(chǎn)量含水，與轉(zhuǎn)注之前進(jìn)行對比分析（見圖1）。從預(yù)測結(jié)果來看，選轉(zhuǎn)注的7口井，對應(yīng)油井32口，轉(zhuǎn)注后，到預(yù)測期末2020年12月，32口對應(yīng)油井的平均日產(chǎn)油前期變化不大，到2016年中后期和轉(zhuǎn)注前相比，平均日產(chǎn)油明顯提高；后期更是達(dá)到了轉(zhuǎn)注前的2倍多；綜合含水相對于轉(zhuǎn)注前相對平穩(wěn)，油井轉(zhuǎn)注后效果顯著。

2.3明確水流通道，開展化學(xué)堵水

長期注水開發(fā)的砂巖油藏，受注水沖刷作用，必然形成大量的注入水竄流突進(jìn)的通道，注入水主要通過優(yōu)勢通道向油井快速突進(jìn)，造成注入水的無效循環(huán)。針對油藏存在的優(yōu)勢水流通道，應(yīng)用數(shù)值模擬跟蹤技術(shù)，綜合應(yīng)用地質(zhì)成果、測試資料、生產(chǎn)數(shù)據(jù)，分析不同注水強(qiáng)度、日注水相水流樣本參數(shù)，進(jìn)行水流優(yōu)勢通道研究，開展化學(xué)堵水，精細(xì)注采調(diào)控，提高油田開發(fā)水平。

具體做法：在模型上先堵水井B25方向來水，讀取A8產(chǎn)油含水；再在模型上堵水井B26方向來水，讀取A7產(chǎn)油含水；最后再在模型上把水井B27、B28兩口水井方向全堵，讀取A9產(chǎn)油含水；把三種方向堵水條件下B30的預(yù)測指標(biāo)進(jìn)行對比分析，尋求合理的堵水方案。

圖1　D1油藏油井轉(zhuǎn)注方案結(jié)果示意圖

圖2　D1油藏水流通道方案示意圖

圖3　D1油藏模擬壓裂方案結(jié)果輸出圖

方案從2014年6月開始，預(yù)測期末為2020年12月，預(yù)測期限為6年。從結(jié)果來看，三種堵水方案下方案二在每個(gè)觀察點(diǎn)日產(chǎn)油最高，并且生產(chǎn)平穩(wěn)期比較長，綜合含水最低，且低含水期較長，相對效果最好（見圖2）。

2.4模擬壓裂試驗(yàn)，提高措施成功率

由于油田經(jīng)過多年開發(fā)，而且措施井所占比例很大，目前措施空間變小，本次在模型上把目標(biāo)井所在中心的周圍50 m網(wǎng)格的滲透率調(diào)大3～5倍，模擬壓裂，再起一套模型，把范圍擴(kuò)大到100 m，再調(diào)大滲透率，到2020年預(yù)測期末，對比三種方案下產(chǎn)量含水指標(biāo)，跟沒有“壓裂”前進(jìn)行比較，實(shí)驗(yàn)和掌控壓裂效果，提高措施成功率。

方案從2015年6月開始，預(yù)測期末為2020年12月，預(yù)測期限為5年。從結(jié)果來看，A10在三種模擬方案下方案二日產(chǎn)油相對較高且含水保持穩(wěn)定；方案一雖然“壓裂”50 m，但是考慮到A11井周圍三口水井，分析認(rèn)為是形成水竄，在2017年12月以后，綜合含水與其他兩套方案幾乎持平，產(chǎn)油提高，含水相對穩(wěn)定且低含水期較長，相對效果最好（見圖3）。

3　結(jié)論和建議

截止2015年10月，采油三廠共完成精細(xì)油藏描述區(qū)塊22個(gè)，覆蓋全廠所有油藏面積的74.05%，覆蓋儲量74.35%（包含合作區(qū)），其中計(jì)算網(wǎng)格7 306萬個(gè)。實(shí)現(xiàn)了油藏管理由地面數(shù)字化管理向地下數(shù)字化管理的延伸，形成了利用精細(xì)油藏描述成果對低滲油藏進(jìn)行精細(xì)注采調(diào)控的技術(shù)儲備。

（1）應(yīng)用精細(xì)油藏描述成果開展低滲透油藏的注采調(diào)控、綜合治理變得更精細(xì)、更科學(xué)、更及時(shí)，建立起以精細(xì)油藏描述為基礎(chǔ)的精細(xì)油藏開發(fā)管理決策模式，不但可以消除短板效應(yīng)，各部門協(xié)同作戰(zhàn)，還可提高精細(xì)油藏研究水平。

（2）精細(xì)油藏描述技術(shù)的應(yīng)用有效地指導(dǎo)了三疊系低滲透油藏針對性的精細(xì)注采調(diào)控，確保了良好的開發(fā)指標(biāo)和較高的水驅(qū)采收率。

（3）以數(shù)值模擬跟蹤為核心的油田開發(fā)技術(shù)系列在油田開發(fā)中的應(yīng)用，為低滲透油田高效開發(fā)和長期穩(wěn)產(chǎn)奠定了良好的基礎(chǔ)。

總之，低滲透油藏注采調(diào)控技術(shù)是個(gè)系統(tǒng)技術(shù)，而數(shù)值模擬跟蹤研究不但可以把地下抽象的、復(fù)雜的油水狀況變?yōu)槿S可視化的管理實(shí)體，而且可以為精細(xì)注采調(diào)控提供科學(xué)的理論依據(jù)和技術(shù)指導(dǎo)，提高油田開發(fā)水平。

［1］胡文瑞.鄂爾多斯盆地油氣勘探開發(fā)理論與技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2000.

［2］王道富，李忠興.鄂爾多斯盆地低滲透油氣田開發(fā)技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2003.

［3］李道品.高效開發(fā)低滲透油藏的關(guān)鍵和核心［J］.低滲透油氣田，2006，（3）:1-7.

TE358.3

A

1673-5285（2016）10-0055-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.014

2016-08-15

張鵬剛（1982-），開發(fā)地質(zhì)工程師，2005年畢業(yè)于西安石油學(xué)院電子信息科學(xué)專業(yè)，現(xiàn)為地質(zhì)研究所油田開發(fā)室技術(shù)干部。