国外稠油油藏注水开发数值模拟研究

国外稠油油藏注水开发数值模拟研究

[摘要]国外M油田为注水开发的边底水普通稠油油藏，在大力加强产能井位部署和注水系统调整的基础上，积极推广应用水平井开发油藏新技术，对于其它区域是否应该加密水平井，对已投产加密水平井区如何提高区域开发效果是后续开发研究的重点。本次通过数值模拟研究方法，以油田主体部位直井注水，直井和水平井组合式注水开发区域为研究对象，提出水平井实施、注采方式方法调整、注采参数优化等新对策，确保油田开发的高效性、合理性、持续性，从而提高油田水驱开发采收率。

[关键词]稠油油藏 注水开发 数值模拟 提高采收率

0前言

M油田为被断层复杂化的背斜构造，油气水分布十分复杂，前期依靠新井迅速建产，后期转注水开发，但注水工作始终没有赶上产能建设的步伐，油藏地层能量逐年消耗，油田递减率呈逐年增大的趋势，为确保油田产量上的主动性，于2011年起在油田积极推广应用水平井开发油藏新技术，油田主体部位采用直井注水和直井+水平井组合式注水开发，挖潜注采井间剩余油，水平井投产初期取得了一定的开发效果，但主体部位由于地层压力下降过快，水驱波及不均等诸多因素，水平井含水上升快、产量递减迅速的问题日益突出。研究立足于注水开发，对于其它区域是否应该加密水平井，对已投产加密水平井区如何提高区域开发效果成为了油田后续开发研究的主要工作。

1油田概况

哈萨克斯坦M油田位于里海东北岸的布扎奇半岛西北端一，构造位置属于乌斯纠特盆地西部单斜构造，油藏顶面埋深303.7～385m，平均油层厚度14m，孔隙度28～38%，平均渗透率622×10-3μm2，上为层状边水构造岩性白垩油藏，下为块状边底水岩性构造侏罗油藏，采用侏罗系、白垩系两套开发层系分别独立注水开发的方式。

2数值模拟研究

2.1数值模拟模型建立

选取油田主体部位直井水平井组合注水开发区域建立非均质角点网格模型，网格大小90×90×9=72900，实际有效网格为72900个，平面网格平均15-20m，纵向划分9层，隔层与油层相互交错层厚度3-15m不等。

2.2历史拟合

区域内油藏含油面积2.7Km2，投产各类油井71口，其中油井60口注水井

11口。原始地质储量948.66×104t与实际油藏储量一致。

为实现模拟区内油井的生产动态和油层压力的合理、较高精度的拟合，反复进行了模拟运算。拟合结果，单井累积产油量的拟合误差在5%以内，整个模拟区域的累积产油拟合误差仅为3.65%，累积产液拟合误差为4.39%，累积产水量拟合误差为2.98%。

2.3模拟优化研究

2.3.1开发井型优化选择

优选注水速度为80m3/d和100m3/d时，直井+水平井组合式和全直井注水开发的四种方案进行对比优化，得出结论：考虑水平井钻井投资相当于2-3倍的直井，所以从经济上考虑明显全直井方案更合理有效，而水平井实施应立足于油层单层发育，累计厚度小的不适合直井开发的油藏区域或多层发育针对末动用层挖潜。

2.3.2水平井实施优化研究

虽然加密水平井的实施相对于加密直井不利于全区的最终采收率的提高，但对于其它可实施水平井的区域可进行优化，已投产加密水平井区通过直井注采关系调整来提高开发效果。

（1）加密水平井平面上位置

模拟表明水平井对角线方向布井方案开发效果明显好于平行边井方向的方案，因为后者实质上形成125M反五点直井注水平井采与直井250反五点组合，水平井与注入井太近导致见水后快速水淹，达到极限含水过早关井。

（2）加密水平井纵向上位置

在均质模型，250M反九点井网单注采井组内加密水平井进行计算，当水平井纵向上位于油层中上部时开发效果最佳。

2.3.3有底水时注入井射孔层位确定

考虑有底水与油层相接时，建立一个单井组模型250M反九点注采井网，模型中加入5M底水层，后期加密成176M水平井开采，对比计算纵向不同层位直井射孔效果，模拟结果表明注入井向油水界面处效果最好，其次向底水注水，最后是直接向油层注水。

2.3.4间歇注水开采方式研究

（1）间歇注水与常规注水相比

模拟间歇时间与注入时间相等同为1个月时间的间歇注入方式，注入速度相同的条件下与其它方案对比开发效果，当注入160m3/d阶段采出程度为6.5%，产油量增加2.5×104t比连续注入采出程度提高了0.27%，比原井网方案增产13.9×104t，采出程度提高1.47%。

（2）间歇注入速度优选

对比等时间间隔1个月时不同的注入120m3/d～240m3d的间歇注入情况下的开发效果。计算结果表明160 m3d注入速度是最佳注入速度。

（3）间歇时间优选

考虑对等时间间歇注水方式下的开发效果，对比间歇1个月、2个月、3个月，注水速度设定为160m3/d，在相同模拟结束条件。模拟结果表明，间歇1个月时开发效果最好，此方案含水上升速度相对较慢，累产出程度最高。

2.3.5全区开发指标预测

应用前面优化研究的基础上，采用间歇注水方式，角点直井转注实现250M直井反五点注水+176M水平井反五点组合 ，注入井注水速度160t/d，等间隔时间注一个月，停一个月，阶段采油达到61.7×104t，阶段采出程度达到6.5%，累采出程度14.81%。

3结论

（1）在油田主体部位加密直井的全直井注采方案，平面纵向上动用的更均匀，在整体水驱效果上明显好于加密水平井方案注采方案。

（2） 针对单油层进行水平井实施的话特别是加密水平井，纵向水平井布井位置应在中上部，平面按对角线方向布井。

（3）底水相连接的油水同层注入井，向油水界面处注水开发效果好于其它方案。

（4）采用注一个月停一个月，注入速度160t/d的周期注方式，可提高油藏水驱效果，同等条件下采出率可提高的程度为4.3%。