低渗透油藏分层区块注采井网优化研究

王小龙

（延长油田股份有限公司 杏子川采油厂，陕西 延安 717400）

在现在国家环境，双控等国家政策、国际环境下，为保证油田的油产出量和油品质，需要对油田加大开采，研究开采技术，对于储层的划分情况，对难开采的油层，含水高的油田，进行技术升级，合理加密井网，在确保安全生产的前提下，增加开采量[1]。但是目前我国的开采技术还是存在一些问题，如原油滞留在储层中，未能开采出来，导致原油的开采率降低，所以对于低渗透油层的开采及注井方式进行研究，根据原油开采的地层结构，对储层进行设计特定方案，采用采井网能控方式，加大储量的开采[2]。

1 模型建立

研究对象为低渗透油田油藏区段，将油藏进行数值模拟，网格输入数值39×34×29，在ANSYS中建立模型。研究对象H8 断块结构如图1所示。

图1 研究对象H8断块结构Fig.1 Structure of study subject H8 broken block

油藏需要的模拟数据是根据杏子川采油厂稳定生产期间实际数据收集后作为动态参照，这些稳定生产期间实际的生产数据选取了日产油量、日产液位量、稳定油井的历史数据，和模拟数据形成参考。

2 产量预测及分析

在现有低渗透油田的H8断块上设计4个方案。

（1）方案1。井距 200 m 以及原始的 H8 区块的布井方式，在原有的布井方式基础上进行井网加密，该方案选用的是九点法方式进行加密，加密后 H8 区块新增注水井 26 口，生产井 4 口，其中原先的 NH5i 注水井转为生产井。

（2）方案2。井距 200 m 以及原始的 H8 区块的布井方式，在原有的布井方式基础上进行井网加密，该方案选用的是排状注采方式进行加密，加密后 H8 区块新增注水井 16 口，生产井 13 口，其中原先的 NH5i 注水井转为生产井。

（3）方案3。井距 200 m 以及原始的 H8 区块的布井方式，在原有的布井方式基础上进行井网加密，该方案选用的是菱形井网进行加密，加密后 H8 区块新增注水井 6 口，其中原先的 NH6 和 NH4 生产井转为注水井；生产井 13 口，其中原先的 NH5i 注水井转为生产井。

（4）方案4。根据前面计算的合理的井距200 m以及原始的 H8 区块的布井方式，在原有的布井方式基础上进行井网加密，该方案选用的是反七点法进行井网加密，新增4口注水井，16 口生产井[3]。断层H8原定方案的数值模拟结果如图2所示。

图2 断层H8原定方案的数值模拟Fig.2 Numerical simulation of the original scheme of fault H8

图2中，系列1为20个月，系列2为40个月，系列3为60个月，系列4为80个月，系列5为100个月，系列6为120个月。由图2可以看出，在系列6后，该区块原来的开发方案日产油量为11.52 t，日产水量为60.40 t，日产液量为71.92 t，累积产油量为95.84 万t，累积产水量为140.91 万t，累积产液量为236.74 万t。因此，可以计算出采出程度为24.14%[4]。

断层H8方案1的数值模拟如图3所示。

图3 断层H8方案1的数值模拟Fig.3 Numerical simulation of the fault H8 scheme Ⅰ

图3中，在系列6后，该区块原来的开发方案日产油量为 12.98 t，日产水量为 64.18 t，日产液量为 77.16 t，累积产油量为 108.25 万 t，累积产水量为 148.11 万 t，累积产液量为 256.36 万 t[5-6]。因此，可以计算出采出程度为 27.26%。断层H8方案2的数值模拟如图4所示。

图4 断层H8方案2的数值模拟Fig.4 Numerical simulation of the fault H8 scheme Ⅱ

从图4可以看出，该区块原来的开发方案日产油量为 7.78 t，日产水量为 61.51 t，日产液量为 69.30t，累积产油量为 100.59万t，累积产水量为 133.52 万t，累积产液量为 234.11 万t。因此，可以计算出采出程度为 25.34%。断层H8方案3的数值模拟如图5所示。

图5 断层H8方案3的数值模拟Fig.5 The numerical simulations of the fault H8 scheme Ⅲ

从图5可以看出，在系列6后，该区块原来的开发方案日产油量为 10.27 t，日产水量为 66.44 t，日产液量为 76.71 t，累积产油量为 110.63 万t，累积产水量为 148.82 万t，累积产液量为 259.45 万t。因此，可以计算出采出程度为 27.87%。断层H8方案4的数值模拟如图6所示。

从图6可以看出，在系列6后，该区块原来的开发方案日产油量为 10.36 t，日产水量为 54.36 t，日产液量为 64.73 t，累积产油量为 87.58 万t，累积产水量为 126.34万t，累积产液量为 213.92 万t。因此，可以计算出采出程度为 22.06%。

图6 断层H8方案4的数值模拟Fig.6 Numerical simulation of fault H8 scheme ④

根据5种方案的日产油量、日产液量采出程度、累积产水量和累积产油量、累积产液量的值，进行对比[7]，如图7—图12所示。

图7 5种方案下日产油量的对比Fig.7 Comparison of the daily oil production under the five schemes

图8 5种方案下日产液量的对比Fig.8 The comparison diagram of the daily fluid volume under the five schemes

由图7—图12可以看出，通过120个月的预测，得出4套注采方案的累计产油量分别为：108.25 万t、100.59 万t和 110.63 万t、87.58 万t，原开放方案在120个月的预测累积产油量为 95.84 万t[8]。

图9 5种方案下采出程度的对比Fig.9 The comparison diagram of the degree of extraction under the five schemes

图10 5种方案累计产油量的对比Fig.10 Comparison plot of the cumulative oil production for different schemes

图11 5种方案累计产水量的对比Fig.11 The comparison of the cumulative water production of the five schemes

通过对比发现，方案3中的井网布置效果最好，累计产油量最多，照原方案提高14.79 万t，且各项的结果都好于原有的开发方案[9]。方案3同时也符合注采井网调整原则中的“多井少注”原则，故方案3为最优方案。而方案4的布井方式累计采油量较原始方案减少 8.26 万t。因此，方案4的开发效果最差。

图12 5种方案累积产液量的对比Fig.12 The comparison plot of the cumulative yield of the five schemes

3 结论

通过对 NH 油田H8 区块地质资料的分析以及历史生产数据的分析，对其先期的开发效果进行了评价，可知在一次采油中依靠天然能的采收率仅为12.13%，且天然能产能递减快，天然能采油能力十分有限。针对开发中存在的主要问题，从层系、加密方式等几个方面分析该区块潜力，通过公式的计算得出该区块注水后采收率可提高12.15%。根据 NH 油田的地质特征建立相应的 H8 区块模型，利用数值模拟软件建立油藏模型，设计了4套方案并对其进行模拟预测，将4套方案的预测结果与原方案的预测结果进行比较分析，得出菱形井网最适合 H8 区块，其10 年采出程度为 27.87%。建议油藏井网的优化研究中，不仅要考虑技术方面，还要从经济的角度进行分析论证，因此，应针对优选出的布井方案进行经济评价，预测经济效益。对于某些复杂的地质条件，应将水平井与直井相结合，进行模拟预测，以便获得更好的效果，进一步提高原油采收率。