采用数值模拟优化裂缝性油藏开发技术

温玉焕，周 敏，黄玉池，唐怀轶，李本维，齐海青，王 萨，王 红

(1.中国石油冀东油田分公司勘探开发研究院，河北唐山 063000;2.中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院，河北唐山 063000;3.中国石油冀东油田分公司陆上作业区，河北唐山 063000)

随着裂缝性双重介质油藏的相继投入开发，发现该类油藏非均质性极强，应力敏感性强，常规注水水窜，水淹严重，而且基质中的原油难以开采。因此，双重介质油藏比常规油藏的开发难度大、开发效果差，如何经济有效地开发好低渗透裂缝性油藏，是目前需要解决的技术难题。裂缝性油藏在开采过程中有其特殊性，注采井网的优化部署，特别是井排方向与裂缝方向的优化配置，是裂缝性油藏注水开发成败的关键［1］。针对裂缝性油藏开发的特殊性，国内外学者对其渗吸采油机理进行了实验及数值模拟研究［1－5］，袁士义等［1］从理论上研究了开发方式对开发效果的影响。本文结合油田现有资料，采用数值模拟的方法对裂缝性油藏的开发方式进行研究，对该类油藏的开发起到一定的指导作用。

1 建立三维地质模型

首先根据野外露头调查、岩芯观察、常规测井等资料综合确定本区沉积相;然后采用物探、测井、钻井资料结合多种方法综合研究，有效地识别储层的储集空间类型、分布规律及储集性能;明确裂缝－孔隙为主要储集空间类型;最后确定性与随机建模方法相结合，建立了双重介质油藏三维地质模型，表征了断块双重介质油藏地质特征。

2 物理模型及网格划分

裂缝性油藏一般为双重介质油藏，这类油藏存在孔隙度、渗透率完全不同的两类储集空间，而这两类储集空间的构造相同。在数值模拟中将双重介质模型中网格层数增加1倍，上半部分处理成基质网格块，下半部分处理成裂缝网格块。基质网格块和其对应的裂缝网格块之间会自动使用非相邻网格块连接。基质网格块之间没有流体流动，基质只作为储油空间，裂缝作为流体运动的通道。地层流体通过基质运移到裂缝，再从裂缝流动到井底。模型几何尺寸为600 m×600 m×50 m，网格30×30×5个，单个网格尺寸为20 m×20 m×10 m。

3 开发方式对开发效果的影响

在双重介质油藏开发中，裂缝对开发起着至关重要的作用。特别是裂缝性油藏注水开发过程中，裂缝具有双重作用:注入水容易沿裂缝窜进，造成油井见水早，甚至暴性水淹;裂缝可以提高注水井的吸水能力和采油井的生产能力［1］。所以在开发之前，确定合理的开发方式尤为重要。

3.1 开采方式

1)天然能量开采及注水开采。常规油藏开发方式一种是靠天然能量，一种是靠外界不断补充能量(注水)，保持较好的能量水平，获得较好的开发效果。在双重介质油藏中，外界补充能量(注水)的作用更加突出。不同开采方式的采出程度及能量变化见表1。

表1 不同开采方式的采出程度及能量变化表

从表1可以看出，靠天然能量开采的最终采出程度低，主要是因为天然能量开采方式由于没有外来能量的补充，地层压力下降快，伴随地层能量的降低，近井地带脱气严重，导致油井产量大幅度减少，严重降低油藏采收率。采用注水开发方式，由于能及时补充地层能量，维持地层压力在饱和压力以上，能延长油井稳产期，采出程度比较高。

2)注水方式。注水方式的选择直接影响油田的采油速度、稳产年限、水驱效果以及最终采收率。注水方式分线状注水和面积注水，如图1所示。图1中О表明油井，→表示裂缝的发育方向，О↓表示水井。不同注水方式的采出程度与含水量关系见图2。

由图2可以看出，线状注水的无水采油期比面积注水的时间长，在采出程度相同的情况下，线状注水比面积注水的含水量要低，线状注水的开发效果要比面积注水的开发效果好。

3.2 裂缝方向与井排方向

在双重介质油藏开发中裂缝的存在影响开发效果，井的排列方式与裂缝的方向也影响开发效果。裂缝方向与井排方向夹角如图3所示，模拟结果见图4。

从图4可看出，在相同采出程度的情况下，随着θ角的增大，含水量上升。平行裂缝方向部井，油井含水量上升比其它方向慢，所以平行裂缝方向(θ=0°)部井比其它方向开发效果好。分析认为垂直裂缝方向部井注入水容易沿裂缝方向窜进，造成油井见水过早，甚至暴性水淹。

3.3 注采方式

裂缝性油藏开发靠外界不断补充能量，维持地层能量。在注水开发过程中，裂缝起着双重作用。在裂缝性油藏开发中井网的部署要充分发挥和利用裂缝的有利方面，减少和避免裂缝的不利影响，因此研究注采方式显得尤为重要。其注采方式如图5所示，计算结果见图6。

从图6可以看出，在相同采出程度的情况下，线状注水的含水量最低，所以采用线状注采井网开发效果较好。分析认为裂缝的渗透率远远大于基质的渗透率，垂直裂缝的驱油阻力比较大，采油井见效比较难。

4 应用实例

4.1 油藏基本特征

某断块模拟层系油藏为缝洞型构造油气藏，构造缝、溶蚀缝、压溶缝最为发育，同时发育晶内、晶间微溶孔，是最为有利的一套储集层。储集空间以裂缝为主，裂缝多数被高岭石、硅质、白云石、水云母及泥质充填，基质孔隙度为4.6% ～15.1%，基质平均渗透率为 0.025 ×10－3～1.120 ×10－3μm2，为特低孔特低渗储层。但裂缝的发育改善了储集物性，试油证实物性较好。该油藏地下原油密度为0.912 7 g/cm3;地面原油密度为 0.930 1 g/cm3，黏度为 69.76 mPa·s，胶质、沥青质含量为 23.97%，含蜡量4.01%，原油凝固点为－5℃。

应用多种方法开展裂缝识别与分布研究，明确了裂缝发育规律，该断块古生界储集空间为溶孔、溶洞及裂缝，储集类型以裂缝－孔隙型为主，沿断裂及古隆起储层发育，裂缝走向北东－南西为主。

4.2 历史拟合

综合研究确定了含油范围及储量，建立了油藏三维地质模型。对于特定油藏而言，地质参数是唯一确定的，但是由于目前对地质参数认识的不确定性，导致油藏数值模拟历史拟合的结果具有多解性。通过区块及单井历史拟合，确定裂缝的参数，完善地质模型，为开发方式的优化奠定较好基础。

4.3 井距及排距优化

根据该断块的实际情况，对该断块的井(排)距进行优化计算。在计算过程中设定条件:1)整个油藏产出的液量相等;2)单井极限含水量为98%。井距计算结果见图7。

从图7可以看出，井距在250～350 m时，随着井距的增加，采出程度提高;在400～500 m时，随着井距的增大，采出程度降低。在井距350 m时，采出程度最高。

排距计算结果见图8。

从图8可以看出，在相同采出程度的情况下，排距在100 m时，无水采油期最长，含水量上升得最慢。所以排距在100 m左右比较合适。

4.4 开发效果分析

根据研究结果对该断块进行了方案部署。投产油井13口，初期基本不含水，经过半年的开采，目前含水量小于10%，取得了较好的开发效果。

5 结论

1)裂缝性油藏天然能量开采地层压力下降快，开发过程中需不断补充能量，保持注采平衡，既能保持地层能量，而且开发效果有很大程度的改善。

2)裂缝性油藏注水井网采用线状注水、平行裂缝方向注水、垂直裂缝方向驱油，可以最大限度地减缓注入水的窜进，从而减轻甚至避免油井的暴行水淹，从而提高该类油藏的开发效果。

3)井距适当加大，排距适当缩小，可以改善开发效果。

［1］袁士义，宋新民，冉启全.裂缝性油藏开发技术［M］.北京:石油工业出版社，2004.

［2］Chen J，Sepehrnoori K.Theoretical Investigation Of countercurrent imbibition in fractured reservoir matrix blocks［R］.SPE 29141，1995:491 －506.

［3］Akin S，Kovscek R.Imbibition studies of low-permeability porous media［R］.SPE 54590，1999:1 －11.

［4］付静，孙宝江，于世娜，等.裂缝性低渗透油藏渗透规律实验研究［J］.中国石油大学学报(自然科学版)，2007，31(3):81－85.

［5］杨胜来，李梅香，王立军，等.双重介质油藏基质动用程度及规律［J］.中国石油大学学报(自然科学版)，2011，35(1):98－101.