冷小勇

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宋芳屯油田芳17區(qū)塊注采比優(yōu)化研究

冷小勇

（大慶油田第八采油廠， 黑龍江 大慶 163514）

芳17區(qū)塊是宋芳屯北部已投入開發(fā)的6個區(qū)塊之一，由于開發(fā)時間長、已進入中高含水期，并且經(jīng)過多次注采系統(tǒng)和注水結(jié)構(gòu)調(diào)整以及壓裂改造等措施，具有該油田砂體分布零散、油井流動壓力高、累計耗水高，波及系數(shù)低的典型開發(fā)特征。因此，以芳17區(qū)塊為典型區(qū)塊，利用數(shù)值模擬方法進行注采比優(yōu)化研究。在含水率為60%、70%、80%、85%、90%五個開發(fā)階段開展了注采比優(yōu)化研究，確定60%~90%之間的合理注采比范圍為1.3~1.7；開展了反九點井網(wǎng)和五點井網(wǎng)注采比優(yōu)化研究，結(jié)果表明井網(wǎng)加密調(diào)整后可以采用較低注采比開發(fā)。

宋芳屯油田；注采比；地質(zhì)建模；優(yōu)化研究

采用合理的注采比（IPR）能有效緩解平面、層間和層內(nèi)的矛盾，使地層保持一定的壓力[1]，是水驅(qū)油田規(guī)劃和設(shè)計注水量的重要依據(jù)。目前，國內(nèi)外對油田注采比優(yōu)化研究的方法主要有物質(zhì)平衡法[2]、最優(yōu)化方法[3]、不平衡系數(shù)法[4]、多元回歸法[5]以及注采比與水油比關(guān)系法[6]等，這些方法以油藏工程方法為主，利用數(shù)值模擬方法確定合理注采比的研究卻較少[7-9]。因此，本文以芳17區(qū)塊為典型區(qū)塊，利用數(shù)值模擬方法進行注采比優(yōu)化研究。

1 油田概況

統(tǒng)計全區(qū)實測壓力資料，測試深度1 389.68~1 606.10 m，平均地層壓力13.72 MPa，平均壓力系數(shù)為0.963，屬于正常壓力系統(tǒng)。根據(jù)宋芳屯油田探井、評價控制井錄取的高壓物性資料，宋芳屯油田平均飽和壓力為4.68 MPa。地飽壓差較大，有一定的彈性能量。

2 油藏數(shù)值模擬模型建立

網(wǎng)格劃分過程中，基于油田開發(fā)和模擬的需要，平面上劃分為87×150=13 050的平面網(wǎng)格；縱向上共劃分為13個模擬層。因此，建立了87×150×13=169 650的網(wǎng)格系統(tǒng)。建立了構(gòu)造模型和滲透率、孔隙度、凈毛比等屬性模型。

3 生產(chǎn)歷史擬合

3.1 全區(qū)擬合結(jié)果

試驗區(qū)累積產(chǎn)油量、日產(chǎn)油量以及含水率擬合狀況如圖1、圖2所示，可以看出，全區(qū)動態(tài)開發(fā)指標的擬合精度較高，可用于接下來的方案計算。

圖1 區(qū)塊日產(chǎn)油量擬合曲線

圖2 區(qū)塊含水率擬合曲線

3.2 單井擬合結(jié)果

單井擬合是油藏模擬中最核心和最重要的一項工作。單井擬合的好壞關(guān)系到模擬質(zhì)量的高低，預測方案的成敗。所以做好油藏模擬工作不僅要建立地質(zhì)模型(包括參數(shù)處理)，更重要的是進行較好的單井歷史擬合。本文完成了試驗區(qū)130口生產(chǎn)井日產(chǎn)油量、含水率的擬合，本文列舉了F100-84、F88-86這兩口井的擬合狀況如圖3、圖4所示，其擬合精度較高，可用于接下來的方案計算。

圖3 F100-84井日產(chǎn)油量擬合曲線

3.3 擬合狀況分析

整個油藏擬合結(jié)果，研究區(qū)日產(chǎn)油量和含水率的擬合值與實際值之間誤差率較小，說明油藏的歷史擬合情況良好；從單井擬合情況來看，在試驗井區(qū)的130口生產(chǎn)井中，擬合好的為105口，占80.8％，擬合一般的為11口，占8.5％，較差的有14口，占10.7％，綜合衡量看單井的含水擬合情況較好。

圖4 F100-84井含水率擬合曲線

3.4 剩余油分布規(guī)律

（1）注采不完善型

主要分為兩種類型：第一種：剩余油主要是砂體規(guī)模小及斷層遮擋，造成平面上有注無采或有采無注，如圖5；第二種：剩余油主要是連片砂體，砂體局部注采不對應(yīng)，水驅(qū)控制程度低，如圖6所示。

圖5 砂體規(guī)模小及斷層遮擋型剩余油分布圖

圖6 連片砂體局部注采不對應(yīng)型剩余油分布圖

（2）水驅(qū)未動用型

剩余油主要存在于油層發(fā)育，未射孔層位，主要分布在油藏南部，這部分剩余油可以通過補孔措施增加水驅(qū)控制程度，共涉及油井32口，有效厚度53.1 m，如圖7所示。

圖7 水驅(qū)未動用型剩余油分布圖

（3）水驅(qū)動用程度低型

這類剩余油主要是由于井況差，無法正常生產(chǎn)引起的，共有66口井，其中26口井生產(chǎn)不正常時間較長，如圖8所示。

圖8 水驅(qū)動用程度低型剩余油分布圖

（4）井網(wǎng)控制低型

主要存在于目前井網(wǎng)條件下無井控制的區(qū)域，主要分布于主體厚層砂和主體薄層砂中，這部分剩余油分布區(qū)域具有打加密井潛力，如圖9所示。

（5）注水井吸水差型

這類剩余油大多分布于席狀砂與河道砂邊緣，由于注水井油層物性差，注水井吸水差甚至不吸水而形成剩余油，如圖10所示。

4 合理注采比研究

合理注采比研究是以剩余油挖潛為基礎(chǔ)，目的是減少無效注水，確定合理開采速度，但合理注采比研究不能直接利用現(xiàn)有井網(wǎng)直接作方案設(shè)計，具體建議如下：

圖9 井網(wǎng)控制不住型剩余油分布圖

圖10 注水井吸水差型剩余油分布圖

（1）連片注采不完善井實現(xiàn)補孔或堵層，增加井網(wǎng)控制程度；

（2）在注采調(diào)整完善基礎(chǔ)上進行注采比優(yōu)化研究；

（3）非正常生產(chǎn)井進行復查，完善注采井網(wǎng)；

（4）在井網(wǎng)調(diào)整基礎(chǔ)上進行合理注采比優(yōu)化研究。

4.1 注采不完善井調(diào)整

首先對有注無采井對應(yīng)層封堵及未水淹層補孔，調(diào)整后剩余油得到了明顯改善，如圖11所示。

4.2 注采比優(yōu)化

（1）注采現(xiàn)狀分析

將調(diào)整后整個區(qū)塊分為東、西、南、北四個區(qū)，通過分區(qū)計算可以看到，該區(qū)塊注采比調(diào)整及優(yōu)化必須要以各區(qū)域?qū)嶋H面臨的問題開展研究。西區(qū)和東區(qū)注采比低，大量的生產(chǎn)井和注入井生產(chǎn)不正常，首先要使其恢復正常，完善目前的注采對應(yīng)關(guān)系，南區(qū)和北區(qū)可以利用現(xiàn)有井網(wǎng)，對其進行研究?，F(xiàn)以南區(qū)為例，開展相應(yīng)的注采優(yōu)化研究。

圖11 調(diào)整前后剩余油飽和度對比圖

a.不同開發(fā)階段合理注采比確定

含水60%-70%，注采比為1.7時，采油速度最高，含水上升速度快速增加；含水80%-85%，注采比為1.5時，采油速度最高，含水上升速度快速增加；含水90%，注采比為1.3時，采油速度最高，含水上升速度逐漸增加，如圖12、圖13所示。

圖12 注采比與含水上升速度關(guān)系曲線

圖13 注采比與采油速度關(guān)系曲線

b.不同井網(wǎng)合理注采比

開展了反九點和五點井網(wǎng)優(yōu)化研究，并確定了兩種井網(wǎng)的合理注采比范圍。

方案1：以現(xiàn)有井網(wǎng)為基礎(chǔ)，建立4個井組的反九點井網(wǎng)，轉(zhuǎn)注3口，新井16口，如圖14所示；

方案2：在反九點井網(wǎng)基礎(chǔ)上，建立4個井組的五點井網(wǎng)，轉(zhuǎn)注3口，新井9口，如圖15所示。

圖14 反九點井網(wǎng)井位圖

圖15 五點井網(wǎng)井位圖

方案一中，反九點井網(wǎng)注采比優(yōu)化：隨著注采比的增加，日產(chǎn)油量降低，含水上升速度加快，當注采比為1.4時，采收率較高，采油速度最高，如圖16所示。因此，確定反九點井網(wǎng)合理注采比為1.4。

圖16 注采比與采收率、采油速度曲線

方案二中，五點井網(wǎng)注采比優(yōu)化：隨著注采比的增加，采收率降低，含水上升速度快，當注采比為1.2時，采收率較高，采油速度最高，如圖17、所示。因此，確定五點井網(wǎng)合理注采比為1.2，網(wǎng)加密調(diào)整后可以采用較低注采比開發(fā)。

圖17 注采比與采收率、采油速度曲線

5 結(jié)論

（1）建立了試驗區(qū)13個沉積單元的沉積相模型及屬性模型，完成了芳17區(qū)全區(qū)及單井動態(tài)開發(fā)指標的歷史擬合。

（2）從剩余油分布情況看，剩余油分布類型主要以下5種：注采不完善型、水驅(qū)未動用型、水驅(qū)動用程度低型、井網(wǎng)控制低型、注水井吸水差型，注采不完善、水驅(qū)未動用和動用程度低是剩余油富集的主要因素。

（3）通過封堵有注無采層、補射未水淹儲層發(fā)育好的油層能夠有效挖潛剩余油，增加注水有效性。

（4）在含水率為60%、70%、80%、85%、90%五了開發(fā)階段開展了注采比優(yōu)化研究，確定60%~90%之間的合理注采比范圍為1.3~1.7。

（5）開展了反九點井網(wǎng)和五點井網(wǎng)注采比優(yōu)化研究，結(jié)果表明井網(wǎng)加密調(diào)整后可以采用較低注采比開發(fā)。

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Study on Optimization of Injection-Production Ratio in Fang17 Block of Songfangtun Oilfield

（Daqing Oilfield Company No.8 Oil Production Plant, HeilongjiangDaqing 163514, China）

Fang 17 block is one of 6 blocks that have been put into development in the northern part of Songfangtun Oilfield. Due to long time development, it has entered the high water-cut stage. After several injection production and injection structure adjustment, Songfangtun oilfield has some typical features as follows: scattered oil sand distribution, high oil well flow pressure, high cumulative water consumption and low sweep efficiency. In this paper, taking Fang17 block as a typical model, injection-production ratio was optimized by numerical simulation method. The results show that, when water-cut is between 60%~90%,reasonable injection production ratio is between 1.3~1.7. Study on injection-production ratio optimization by inverted nine-spot well pattern and five-spot pattern was carried out. The result shows that low injection production ratio can be used after well pattern infilling.

Songfangtun oilfield;Injection-production ratio;Geological modeling;Optimization research

TE 343

A

1671-0460（2017）08-1679-05

2017-05-12

冷小勇（1981-），男，黑龍江人，從事專業(yè)油藏工程。E-mail：lengxiaoyong@prtrochina.com.cn。