基于数值模拟的南海东部疏松砂岩稠油油田增产方法研究

张庆华，邢洪宪，魏裕森，孙挺，陈缘，赵颖，汪文星

1.中海石油（中国）有限公司 深圳分公司 （深圳 518000）2.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司 （天津 300450）3.中国石油大学（北京） （北京 102200）

南海东部E 油田位于珠江口北部，油田主力储层为三角洲前缘沉积，物性较好。主要油层位于韩江组，油层埋深1 101.7～1 407.1 m，包括7 个边水油藏和5 个底水油藏，储层岩性主要为长石石英砂岩，以细砂岩为主，胶结类型以孔隙式胶结为主。 储层属于三角洲前缘沉积，储层物性较好。 本油田的12 个油层属于中孔隙度、中—高渗透率储集层，主要油层的测井解释孔隙度为23.7%～33.7%，渗透率（130.3~1 243.1）×10-3μm2。原油性质较差，为高密度、高黏度和低含硫的重质稠油。该油田投产后，大部分油井产能无法满足最初油气田开发设计要求， 经过前期综合分析判断，该油田主要存在完井防砂[1-3]、地层能量不足[4]和原油流动性差[5-6]等问题。

1 油田开发效果数值模拟

1.1 单井生产情况

根据生产动态表现，可将油井分为两类：

1）第一类井特征：油井制度一定，即油嘴不变时，产液量较大，且产液量稳定，但含水率很高，含水上升速度快。

通过数值模拟油井A10H 生产，18 个月后布置一口注水井A，注水速度168 t/d；通过注入井的加入改变油水分布，增强驱油效率，如图1 所示。

2）第二类井特征：油井制度一定，即油嘴不变时，产液量较小，含水率较低，产油量也低。

对II 类井，主要通过近井地带小型压裂降低渗流阻力和完善注采井网补充地层能量。 模拟油井A9H 井进行近井地带小型储层压裂改造，定井底流压生产1.2×107Pa，模拟生产情况：5 年单井累积油量由53 200 t 上升至57 960 t，如图2 所示。

1.2 井间连通性分析

图2 II 类井单井累积产量对比

A14 井于2018 年3 月注水，油井A3H、A6H 于1 个月后效果明显，主要表现为产油量大幅增加，如图3 所示。

2 油田开发敏感性分析

基于已有油藏模型， 选中A10H 井及对应的主力油藏进行关于原油黏度、密度、岩石压缩系数、水体体积和油层温度对产能的影响分析。 模拟该井生产条件为稳产112 t/d 生产一段时间后，再递减生产。

图3 A6H 井生产曲线

2.1 原油黏度

设置原油黏度倍数分别为0.8、1、1.2、1.4， 基于模型模拟A10 井单井5 年累计产油量，然后进行结果比较，如图4 所示。 可以看出E 区块的产量对原油黏度还是非常敏感的。 随着原油黏度倍数增加，5年累积产油量减小。

图4 不同原油黏度与累积产油量关系

2.2 原油密度

设置原油密度倍数分别为0.8、0.9、1、1.1 倍，基于模型模拟A10 井单井5 年累积产油量，然后进行结果比较，如图5 所示。 可以看出E 区块的产量对原油密度还是相对敏感。 随着原油密度倍数增加，5年累积产油量减小。

图5 不同原油密度与累积产油量关系

2.3 岩石压缩性

设置岩石压缩系数分别为0.5、1、1.5、2 倍，基于模型模拟A10H 井5 年累积产油量， 然后进行结果比较，如图6 所示。 可以看出E 区块的产量对岩石压缩系数不敏感， 不同的压缩系数对产量基本没有影响。

图6 不同岩石压缩系数与累积产油量关系

2.4 水体体积

设置水体体积倍数分别为0.5、1、1.5、2 倍，基于模型模拟A10H 井5 年累积产油量, 然后进行结果比较，如图7 所示。 可以看出E 区块的产量对水体体积不敏感，不同的水体体积对产量基本没有影响。

图7 不同水体体积与累积产油量关系

2.5 油层温度

设置油层温度降低5 ℃、升高5 ℃、升高10 ℃时，分别计算A10H 井5 年累积产油量，然后进行结果比较，如图8 所示。可以看出通过温度影响储层流体黏度和密度， 进而影响产油速度这一结果非常明显。 A10H 井生产油层的温度升高10 ℃，累计产油2 940 t，与黏度对产量的敏感性相比，温度对产量影响稍小一些。

图8 不同油层温度与累积产油量的关系

2.6 储层各参数敏感程度分析

从以上模拟结果得出： 原油黏度和密度对单井产能影响最明显，油层温度次之，而岩石压缩性和水体体积对于单井产能并不敏感，如图9 所示。油藏压力的影响主要是能量补充方面的影响。

《冯孝将子》述东晋广州太守冯孝将之儿马子，年二十余，夜梦见一女子，年十八九，自言是北海太守徐玄方女，不幸为鬼所杀，乞马子相救，愿为其妻。马子按约定日期祭坟、开棺，见女尸完好如故，遂抱归细心调养。一年后肌肤气力悉复如常，遂骋为妻，生二男一女。这篇小说中祭坟、开棺全由马子主持，与《牡丹亭》第35出《回生》中全由柳梦梅操办类似，而与话本中柳梦梅禀明父母再行开棺不同。

图9 不同物性参数对生产影响的敏感性分析

3 油藏生产历史拟合

截至2018 年11 月全区共有14 口生产井、1 口注水井投产。根据油藏油井生产动态，采用定产油量生产，通过调整不同的油藏连通性、储层品质、油层局部渗透率和相渗曲线来拟合全区产油和产液量以及单井井底流压、产水量和含水率。

基于油藏开发敏感性分析结果、 测井曲线数据和室内实验数据等，首先对E 油田初始油藏储量进行了拟合， 然后对14 口生产井按定产油量生产，分别拟合了井底流压和产水量及1 口注水井按照定注入量生产，拟合了井底流压，结果如图10 所示。该稠油油藏的产油和产水速度对初始含油饱和度非常敏感，通过对已知油水界面进行微调，使得初始的产油和产水量得到了很好的拟合，如图10 所示。 油层垂向渗透率对区块水平井见水时间影响大， 结合测井曲线和室内岩心分析， 对垂向渗透率进行了合理调整， 使得各口生产井的见水时间都得到了很好的拟合，如图11 所示。

图10 全区产油量和含水率拟合

图11 单井产油量、产液量、井底流压和含水率拟合结果

4 压裂井生产参数模拟优化和效果

依据现有的压裂施工能力， 进行基于数值模拟的压裂增产参数优化和效果研究， 对于现有的产能低的井进行压裂增产参数优化， 同时考虑平台上的压裂施工能力以及经济效益。

4.1 裂缝间距优化

模型假设：A12H 井压裂后沟通了整个H-17 和H-18 油藏，根据模型做压裂后生产动态模拟优化裂缝参数。 模拟裂缝间距分别为40 m、60 m、80 m、100 m、120 m， 裂缝半长20 m， 裂缝导流能力100 μm2·cm 时，生产预测见表1。

表1 裂缝间距对产能影响

结果表明：在一定生产时间段内,裂缝间距越小,初期产油量越大， 产液量和产油量均随着裂缝条数的增加而增大；但随着生产持续进行，裂缝间开始出现干扰，裂缝条数增加但日产油增大趋势逐渐减小。从5 年累积产油量可以看出，在裂缝间距小于80 m后，再缩短裂缝间距，累积产油增大趋势非常缓慢，裂缝条数对增产的影响很有限。 综上该井最优裂缝条数为6～7，即裂缝间距80～100 m。

4.2 裂缝半长优化

裂缝半长分别为10、20、30、40、50 m，模拟裂缝间距为100 m，裂缝导流能力100 μm2·cm 时，生产预测见表2。

表2 裂缝半长对产能的影响

模拟结果表明，随着裂缝长度增加，泄油面积增大，产油量增加，尤其对于初期单井日产油量，增幅很大。 在裂缝半长大于30 m 的情况下，由于产量过大引起了含水量的快速增加， 导致日产油速度反而下降得快，5 年累积产油增加达到一定程度后，累积产量增幅减小。考虑到经济和技术因素，对于该井来说，最优裂缝半长20～30 m。

4.3 裂缝导流能力优化

导流能力为60 μm2·cm、80 μm2·cm、100 μm2·cm，120 μm2·cm，裂缝半长为30 m，模拟裂缝间距为100 m（6 条缝）时，生产预测见表3。

不同裂缝导流能力模拟结果表明： 裂缝导流能力越大，产油量增加；当导流能力在80～120 μm2·cm的区间变化时，5 年累积产油量差别不大。而在导流能力小于60 μm2·cm 时， 导流能力增大对累积产量影响明显。 该油藏优化的人工裂缝导流能力为40～60 μm2·cm。

表3 裂缝导流能力对产能的影响

5 能量补充参数优化和效果

5.1 注水速度

基于历史拟合结果，模拟一口注水井A20 井补充H-21 油层地层能量， 同时影响该层剩余油重新分布。 设定注水速度为70 t/d、140 t/d、210 t/d、280 t/d 时，其他生产井按照2018 年6 月3 日的生产水平定产油量。 模拟3 年后全区累积产油变化情况，见表4。

表4 注水速度对产能影响

从模拟结果可以看出， 当注入速度达到210～280 t/d 时，过大的注入量会导致水快速突进，含水上升快，两相渗流阻力增大，从而影响产油量。 所以再补充地层能量， 合适的注入速度会对产油影响很大，对于A20 井位的注水井来说，合适的注入速度为140 t/d。

5.2 注水井网

依据E 油田现有生产情况和历史拟合结果，模拟剩余油分布， 进行基于数值模拟的能量补充参数优化和井网布置。 布置了3 口注水井A20，A21，A22，与A14 井组成一个井网单元。新布置3 口井单井注入速度均为140 t/d，A20，A22 注入层位为H-21。 A21 注入层位为H-18 和H-21。

布置3 口注水井后，自2018 年6 月开始生产，1 年全区累积产油2.93×105t，3 年全区累积产油5.95×105t，对比仅有A14 井注入时，3 年全区累积产油增加了近20%（表5）。

表5 增加注水井对产量的影响

6 结论

1）根据已有的油藏模型对E 油田进行了生产动态数据分析，把油井分为两类，第一类需要能量补充提高产量， 第二类需要通过小型压裂完善储层间的连通和改善井附近的表皮以提高产量。

2）根据已有的油藏模型对E 油田进行了敏感参数分析，其中原油黏度和密度对产量的影响较大，油层温度次之， 岩石压缩性和水体体积对产量的影响可忽略。

3）根据分析结果，以E 油田油藏模型为基础进行油藏历史拟合， 很好地拟合了油藏储量以及单井的产量。

4）以已有油藏模型为基础，对油井的压裂效果进行了模拟，分析了不同裂缝条数、裂缝半长和导流能力对产量的影响， 得出最优裂缝间距为80～100 m，最优裂缝半长20～30 m，最优裂缝导流能力40～60 μm2·cm。

5）以拟合后的模型为基础，对油藏的能量补充参数进行优化， 得出了合适的注入速度为140 t/d，并且通过新增3 口注水井形成注采井网， 模拟全区3 年累积产油量增加20%。