延长油田低渗透油藏高含水综合治理数值模拟研究及应用

石油地质与工程

2018年7月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第32卷第4期文章编号：1673–8217（2018）04–0072–04

延长油田低渗透油藏高含水综合治理

数值模拟研究及应用

白远1，云彦舒2，田丰1，谢旭强1，王振宇1

（1．陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安710075；2．延安职业技术学院石油工程系）

摘要：延长油田214区块经过近10余年的注水开发，目前存在注水见效周期短、含水上升速度快、水驱动用差等问题。

为了研究有效的治理方案，提高采收率和经济效益，采用Eclipse数值模拟的黑油模型，在生产动态拟合中对低渗油藏人工裂缝进行渗透率的表征，含水率拟合中采取相渗调整和含水饱和度修改的方法，确保模型的可靠性。通过对水井自适应复合调驱和油井堵水两种治理措施的注入量和封堵位置进行数模优化，最终确定调驱剂按照窜流通道体积的

0.3~0.5 PV注入，表面活性剂按照孔隙体积的0.06~0.08 PV注入，油井堵水选择距离油井2/3半缝长的位置。依据数

模优化结果，开展了现场措施实施，效果较好。

关键词：延长油田;数值模拟；历史拟合；参数优化

中图分类号：TE357 文献标识码：A

延长油田214区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中东部，为一平缓的西倾单斜，倾角不足半度，无断层存在，由于岩性差异压实作用，局部地区发育低缓的鼻状隆起，隆起幅度小于10 m。长2油层组储层属于子长–安塞三角洲沉积体系三角洲平原亚相下发育的分流河道和分流间湾微相，属受岩性控制的典型岩性油藏。油层具有一定的边底水，驱动类型属弹性弱水驱动，油层局部发育微裂缝，是典型的低孔、低渗、低温油藏[1]。区域注水开发始于2002年，2004年基本实现了面积注水。随着注水开发的不断深入，该区块油藏含水上升快，水驱开发效果差；平面上注采不均衡，水淹存在差异；储层非均质性强，层间矛盾突出，层内吸水不均匀。数值模拟技术是解决此类问题的有效途径，通过建立的模型对调堵措施参数进行合理优化，以实施有效的挖潜措施[2-4]。

1 数模建立过程

1.1 模型建立

依据地质建模网格粗化后得到的小层构造模型和静态参数场（包括岩相、孔隙度、渗透率、净毛比等），建立三维油藏模型。平面上建立20 m×20 m均匀网格，纵向上共4个小层，形成130×129×4的网格系统，模拟总节点数为67 080。

1.2 油藏物性参数和动态数据的选取

油藏物性参数主要有三方面：油藏流体物理性质、相对渗透率曲线和流体PVT参数（表1）。214区块长2油藏孔隙度平均为14.85%，渗透率平均为11×10-3μm2；天然裂缝发育以北东向、近东西向为主，油藏平均埋深842.5 m，平均原始地层压力为6.5 MPa，平均地层温度为34.5 ℃。原油密度平均0.845 g/cm3，黏度为3.5 mPa·s/(50 ℃)，地层原油体积系数平均为1.036，井网类型为240 m×160 m不规则菱形反九点井网。

动态数据。首先，收集整理油水井的完井信息、射孔层段、压力测试等数据，形成历史事件文件。其次，整理投产时间、产量数据和动液面等动态数据，形成生产历史文件。累产油和累产水数据是最重要的数据，确保在整个生产历程中满足不同时间阶段的物质平衡条件，处理后形成数模软件标准数据格式文件[5-8]。

1.3 历史拟合

收稿日期：2017–11–29

作者简介：白远，工程师，1985年生，2012年毕业于西安石油大学油气田开发工程专业，现从事低渗透油藏开发研究工作。

基金项目：陕西省科技统筹创新工程重大科技项目“提高延长油田主力油层开发效果系统工程关键技术研究”

(2011KTZB01-04)。