七里村采油厂长6油层注水开发效果评价

屈渊博

摘要：本研究致力于深入评估七里村采油厂长6油层注水开发的效果，并探讨其对油田开发的影响。通过建立油水两相渗流数学模型，开展注水开发数值模拟研究，分析注水工程实施后的水平缝层数、缝长、裂缝密度、位置及不同开发方式等方面的数据，综合考察了注水开发对油田增产效果的实际效应。研究发现，注水开发对于提高油田产量、改善油藏压力和水驱效果方面发挥了重要作用，但在实际应用中也面临着水质、注水井布置及地质条件等方面的挑战和限制。通过此次评价，希望为七里村采油厂长6油层后续开发提供全面的评估和指导，为油田开发决策提供更为实用和可靠的数据支持。

关键词：低孔低渗储层；剩余油；技术对策；开发效果

Keywords: Low porosity and low permeability reservoir; Remaining oil; Technical countermeasures; Development effect

1.前言

本次研究旨在深入探讨七里村采油厂长6油层注水开发的效果评价。注水开发作为提高油田采收率和优化油藏开发的重要手段之一，对于油田的长期稳产具有关键作用[1-2]。前人研究中未充分考虑多层压裂水平缝层数、缝长、裂缝密度、位置及不同开发方式对开发效果的影响[3-4]。本文通过建立油水两相渗流数学模型，分析多层压裂形态与垂直缝渗流微分方程的边界条件差异，对长6油层注水工程开展数值模拟研究，完成对注水开发方式参数的优化，全面评估注水开发对低孔低渗油田增产效果的实际影响，探索其在提高产量、改善地层压力和油田稳产方面的作用机制。通过此次评价，期望为七里村采油厂长6油层后续开发提供科学可靠的评估依据，为油田开发决策提供实用指导和技术支持。

2.压裂水平缝油水两相渗流数学模型

首先建立油水两相渗流数学模型。在油藏区域，渗流数学模型与常规压裂垂直缝油藏的渗流数学模型相同，但因为多层压裂的形态与垂直缝迥异而引起的渗流微分方程不同的边界条件[5]。在多层压裂水平缝的解析解和产能方程的基础上，本次研究将单相渗流模型推广至油水两相。由于压裂水平缝与储层物性差别显著，所以压裂缝的边界是不连续界面。不连续界面的多相渗流是当前多相渗流力学攻关的难点之一，传统的平均方法或者上游权等方法[6-7]，具有显著的误差，采用总体压力和总体流量概念，放弃传统理论“间断界面处各相流速相等，各相压力相等”这一结论，严格地推导压裂水平缝与储层间断界面处的油水两相流量计算公式。

建立考虑压裂缝水平井的渗流数学模型的重点在于产能模型和数值模拟时所建立的井模型。在单相渗流模型的基础上，考虑储层和压裂缝的显著差异所引起的突变情况，从间断界面的角度建立多相渗流的井筒模型。本次研究分别建立储层区域、压裂缝区域两相方程。根据渗流力学，多孔介质中的运动规律符合达西定律或者扩展的达西定律，建立运动方程，建立状态方程和辅助方程，并设立模型初始条件及油藏边界条件，为多层压裂缝直井油水两相产能分析打下基础。

3. 多层压裂缝直井油水两相产能公式

当前，国内外还没有针对多层压裂水平缝的商业化油藏数值模拟软件。尽管从严格的理论上而言，通过高精细的网格处理技术，常规的数值模拟软件也能够处理多层压裂水平缝直井，但是需要将压裂水平缝的形态用网格系统精细的描述。本文通过油水产量相等原则，利用所建立的产能方程，确定修改软件中对应关键字的修改值，再利用PYTHON语言模拟多层压裂水平缝油藏的流动规律，计算结果如下表1及表2所示。

通过结果显示JPVM方法比pU方法准确性更高。注意由JPVM推导的计算突变界面的流量公式与SpU—样仍然是两点法，即只需要输入界面两侧各一点数据计算通过界面的流量。而大多数的高精度计算方法，比如二阶上游权法，ENO，WENO等方法需要３个以上数据点参与计算。

表1 己知压力和饱和度求算的流量对比

表2 己知流速（1m3/day）及饱和度计算压力值

4.多因素影响下开发效果评价

为了研究压裂水平缝注水规律，需要将渗流数学模型由单相流扩展至油水两相流动。开展了多层水平缝油藏注水开发方式的有效性研宄。通过注水开发和衰竭式开发产油量、累产油量对比表明注水开发可以显著改善开发效果。在该模型基础上进一步讨论压裂缝的位置、压裂缝半长、压裂缝的层数、垂向渗透率、注水周期、压裂缝的导流能力对注水开发效果的影响。

4.1压裂缝的位置对注水开发井网的影响

注水开发压裂缝的位置引起的渗流机理变化非常复杂，无法简单推算改变水力压裂缝至油层顶部是否有利于油气田开发。将压裂水平缝移动至油层上部（距顶面0.25h）。方案C-MID和C-UP中生产井和注水井都采用定压方式，生产井的指定压力为0.2MPa，注入井的压力为７MPa，通过分析对比不同方案生产井的产油量和产水量、注水井注入量、油藏平均地质层力（如图1、图2所示），结合油藏的油水饱和度对比，研究分析压裂缝位置变化对于油藏生产动态影响和压裂水平缝油藏注水幵发规律。



图1  C-MID，C-up方案的生产动态曲线

图2 不同位置压裂水平缝的累积产量对比

方案C-MID和C-UP累积产油量相差较小，早期前者略高于后者，末期后者略高于前者模拟结果显示，预测20年，累积产量高出１％，说明压裂水平缝位于油层中高部位有利于注入水均衡推近。

4.2压裂缝半长对注水开发效果的影响

从累产油量与压裂缝长度的关系曲线对比图（图3）可知：随着压裂缝长度增加，无水产油期越短，见水后采出相同量的原油，含水率更高。当然在选择压裂缝长度时，累积产油量－含水率关系并不是唯一需要考虑的目标，还需要考虑采油的速度，即需要保持合适的油产量，综合结果，建议压裂水平缝的长度保持在35米左右。注水开发与衰竭式开发对压裂缝长的要求基本接近，所以对于长６油层，压裂水平缝的长度保持在35米左右最佳。

图3 注水条件下不同缝长的累产油与与含水率的关系

4.3压裂缝的层数对于注水开发效果的影响

压裂缝层数变化对于衰竭式开采和注水开采的影响程度也有差别。模拟结果显示油层上部和下部同时压裂的开发效果比油层中间一层水平缝的开发效果好。无论产油量、累产油（预测30年，双层较单层高出1000吨，采收率提升了24%），还是累产油-含水率关系曲线，都反映了双层水平缝改善了油藏中流体分布。而三层压裂水平缝的注水开发效果较双层接近（预测30年，累积产油量增加370吨，采收率增加8％）。

为了进一步考虑厚度的影响，设计四个方案：（1）两层压裂缝模型，水平缝分别位于0.25h、0.75h，h=6米；（2）两层压裂缝模型，水平缝分别位于0.25h、0.75h，h=12米；（3）三层压裂缝模型，水平缝分别位于1/6h，1/2h，5/6h，h=6米；（4）三层压裂缝模型，水平缝分别位于1/6h，1/2h，5/6h，h=12米。结果显示当前油层厚度增加8-9年期间更为明显。但总体上累积产量的增加倍数与水平缝的层数并不成正比。综合考虑延长油田七里村采油厂长６组单１的油层很难超过12米，所以可以得出结论，该区每一流动单元或油层采用２层水平缝开采效果较为合适。

图4 不同层数和不同油层厚度的产油量终合比较

4.4垂向渗透率对开发效果的影响

为了研究垂向渗透率对多层压裂水平缝注水开发效果的影响。设计了三种方案：（1）Kv=0.1Kh；（2）Kv=0.1Kh；（3）Kv=0.4Kh。模拟结果显示垂向渗透率严重影响注水开发效果。得到如下结果：

图5 垂向渗透率大小的对采油量的影响

图6 垂向渗透率大小的对采油量的影响

开始生产时，垂向渗透率越大，则油井产量越高；随着生产时间的增加，当生产时间达到8-9年时，Kv=0.4Kh的方案（Kv=0.1Kh）产油量低于Kv=0.1Kh所列方案；模拟结果显示，整个预测生产期间内，（Kv=0.025Kh）的油井产油量低于其它两组开发方案；当生产时间超过一定限制，垂向渗透率的大小与产油量或累积产油量之间并无直接的递增或递减关系。

4.5周期注水与持续注水的效果对比

设计的数值模型包括一组持续注水方案和一组周期注水方案，注水周期２个月，一个月注入一个月关井。储层的低渗透特征并不利于采用周期注水，油井的注入能力并不取决于压裂水平缝的导流能力，而取决于储层与水压裂缝之间的流体交换能力，因为储层渗透率低，流量的较小变化将引起注入压力大幅度变化；或者保持有限的压力变化幅度，使得注入流体以较小的变化幅度做周期变动。前者有可能导致压裂缝压力大幅度变化，伤害压裂缝的导流能力；后者则有可能因为注水井产量的变化幅度太小，而不足以改变油藏的渗流场和油水的分布导致油井产量无变化。

从数值模拟结果显示，周期注水开发效果较持续注水开发效果差（预测20年，累积产油量降低350吨，采收率降低8%）。所以本文认为延长油田七里村采油厂长6储层并不适合采用周期注水开采。

4.6压裂缝的导流能力变化的影响

以双层注水开发案为基础：两层压裂缝模型，水平缝分别位于0.25h、0.75h。对比考虑压裂缝导流能力与所产生的产量变化和累产量变化。模拟结果（图7、图8）所示，是否考虑导流能力的影响，将导致产油量出现明显差别，累积产油量在预测生产22年后，相差200吨左右，采收率相差7.82%左右。

图7 压裂缝导流能力变化对压裂水平缝产油量的影响

图8 压裂缝导流能力变化对压裂水平缝累积产油量的影响

根据渗流力学知识可知，压裂缝的导流能力越低，产量变化将更为明显，反之影响程度相对减弱。压裂缝对衰竭式开发的影响较弱，因为影响油井产量的主要因素并不是压裂缝的导流能力下降，而是因为储层的供油能力不足。对比发现，压裂缝导流能力的变化对于衰竭式和注水开发引起的渗流场变化的程度不同。

5.结论

（1）开展多层水平缝油藏注水开发方式的有效性研究。对比注水开发和衰竭式两种开发方式的产油量、累产油量，注水开发可以显著改善开发效果。

（2）压裂水平缝的位置对油井产量影响较小，一般水平缝位于储层中上部更利于注入水均衡推进。压裂缝长度对注水开发效果具有双面性。一方面增强注采能力；另一方面压裂水平缝上下部位未波及区随着压裂缝长增加而增加，也容易引起水窜，降低注水效果。模拟结果，显示在当前井距条件下压裂水平缝为35米左右时油井产量最高。

（3）累产油—含水率曲线等模拟结果表明，两层水平缝开发比油层中间一层水平缝的开发效果好，且双层水平缝改善了油藏中流体分布，但三层水平缝与两层水平缝比较接近，成本增加，建议采用双层水平缝开发。

（4）研究表明，低渗透油气田周期注水较持续注水开发效果差。开发过程中应当考虑保持压裂裂缝的导流能力，应掌握适当的注水时机。

参考文献

[1]邹高峰. 低渗透油藏CO2泡沫驱提高采收率机理研究[D].西南石油大学,2019.

[2]王晓东,卢连惠.合水油田致密油藏长6油层注水可行性分析[J].清洗世界,2021,37(01):75-76.

[3]高飞龙,张恒,高勇等.通达山区长6油层注水开发可行性论证[J].内蒙古石油化工,2022,48(03):110-113.

[4]程倩.志丹油田寺崾岘区块长6油藏评价[D].长安大学,2017.

[5]张冠华,杨海龙,兰长学.甘谷驿油田唐157井区注水开发实践及效果分析[J].辽宁化工,2017,46(07):692-693+702.DOI:10.14029/j.cnki.issn1004-0935.2017.07.022.

[6]李阳,张德.郑庄区块长6油层注水开发影响因素及治理措施[J].清洗世界,2019,35(06):64-65.

[7]韩程,马伟,南婷婷.河川南湾油区长6油层注水开发的可行性分析[J].化学工程与装备,2020(01):157-158+164.DOI:10.19566/j.cnki.cn35-1285/tq.2020.01.070.