特高含水油藏不同井網流場調整模擬與驅油效率

楊冰，傅強，官敬濤，李林祥，潘昊宇，宋宏斌，秦婷婷，朱志偉

（1.同濟大學海洋地質國家重點實驗室，上海 200092；2.中國石化勝利油田分公司孤東采油廠，山東 東營 257237；3.同濟大學土木工程學院，上海 200092）

國內外注水油田開發經驗表明，注水開發油田進入高含水開發期后，優勢通道的形成是不可避免的問題[1?3]。整裝油藏在長期注水沖刷過程中，強注強采導致油藏流場發生變化，油水井間逐步形成優勢流場。在優勢流場所在的地方，吸水量大，流體流速快，但注水利用率低，注入水無效循環，形成剩余油富集區域，降低油藏開發效果[4?5]。一方面，特高含水油田具有采油速度很低、耗水量比較多、剩余油也很分散等特點。另一方面，從已開采儲量和年產量看，特高含水油田依舊是油田開發的主體，它的剩余可采儲量占著很大比例[6?8]。如何挖潛油藏剩余油，減緩含水上升速度，提高采收率成為目前一個難題。

流場調整是實現特高含水階段油田穩產增效開發的有效手段。一是流場轉變剩余油分布隨之轉變，提高了層間、層內剩余油驅替效果；二是通過流場重整進行井網調整、層系調整、生產制度調整等手段可有效提高采收率[9?10]。特高含水期油藏的剩余油在平面上主要分布在注采井網不完善的區域以及高滲條帶以外的低滲區。由于長期注水開采，油水井間順高孔滲儲層帶已經形成流線固定的流場，在平面上通過改變流線方向來調整井網，可進一步提高特高含水后期油藏低滲區域的原油采收率[11]。

以傳統油氣開采的行列式井網為基礎，通過調整井網注采關系等方式，轉變流場流線角度，對不同井網調整流場模擬，顯示流場變化驅油面積與強度，研究特高含水開發期油田井網變化對流線的影響，給出調整井網提高采收率的最佳方案。

1 模型與算法

解釋流場調整問題可以簡化為求解地下流體在多孔介質中運動的問題，用滲流連續性方程及其定界條件式來描述油藏的三維非穩態滲流規律[12?14]?；谇叭藢Χ嗫捉橘|中滲流問題的研究，對滲流偏微分方程正問題和反問題的數值解法進行學習，該次使用有限差分方法對流場調整進行研究探討。

前人在達西定律和質量守恒定律的基礎上，推導出了地下水的運動規律方程，以此為基礎，可以得到非均質各向異性條件下滲流偏微分方程：

式中：Kxx、Kyy、Kzz分別為沿x、y、z方向的滲透系數，單位m/d；h為壓力水頭，單位m；t為時間，單位s；μs為儲水率，單位L?1。

對各向同性介質，有滲透系數Kxx=Kyy=Kzz=K，則式（1）可簡化為：

若考慮源匯的影響，在式（2）左端添加源匯項s，可以是空間和時間的關系。對二維問題，s表示單位時間、單位面積內從含水層流入或流出的水量，其中流入為正代表源，流出為負代表匯。如加入源匯后，式（2）成為：

對流場調整期望的滲流控制方程，求取流線調整前后流場變化，可近似視為穩態場，= 0，在各向同性條件下，簡化為如下格式：

近年來，國內外學者嘗試采用Python 代碼實現求解計算功能和進行流體問題的數值模擬，并取得了不錯的效果[15?21]。對特高含水期整裝油藏流場流線的數值模擬，可視為使用有限差分方法對具有狄利克雷邊界的偏微分方程進行求解。在進行這類數學運算時，NumPy 工具包具有代碼簡便，運算速度快等優點。模擬采用編譯器為Python 3.8.2，使用NumPy（ver.1.18.4）工具包用于求解本滲流偏微分方程，基于Matplotlib（ver.3.2.1）工具包進行了圖像繪制，使用SciPy（ver.1.5.3）工具包進行了圖件優化。

2 模型設計與參數設定

原始模型設計為50×50 網格，dpi=1 200，使用Dirichlet 條件對模擬邊界條件進行約束，將模型網格劃分為3 類點，無源匯點、源點、匯點，將源匯體現在水頭h，則有場地邊界水頭為0，源點（注入井）水頭為正，匯點（采出井）水頭為負，其余各點水頭根據式（4）進行求解?；谔馗吆谡b油藏注采實踐，結合Visual MODFLOW 數據對形成優勢流場的注采井流場梯度進行估算，選取水頭梯度h′=0.14 為指標閾值，對圖形圖像進行優化處理，確定優勢流場范圍S。

常規的基礎井網是油田正式投入開發的首批開發井網，主要開發對象是分布比較穩定、物性較好、產能高的主力油層，采用500～600 m 行列式規則井網。一般來說，九點法井網適合于油田開采初期，利用天然能量進行開采，且后期的井網調整比較靈活。五點法井網是強注強采的注采井網，井網調整方式較多。在保持地層參數、流體參數、注采參數、井網密度不變的情況下，且油藏含水率達到95%時，油田開發井網的適應性由高到低依次為九點法、五點法，M 形井網[8?9]，但上述開發井網的實際效果需要數值模擬才能得出。

為最大限度模擬油田真實開發過程效果，該次數值模擬以傳統行列式井網為初始井網，通過改變原井網注采關系、注采比，及加密采出井等方法，實現對流場的角度調整（圖1）?；谠W的幾何形態，選取井網流場調整角度相對較大的45°、90°角，以及實際應用成本相對較低的九點法、五點法和M形井網調整進行設置。

圖1 五點法加密采出井調整井下流場45°井網對比Fig.1 Five-point method infill production wells to adjust the downhole flow field 45 °well pattern comparison diagram

2.1 模擬初始行列式井網

設計標準行列式井網，選取區塊為6口注入井，3口采出井（圖2a），設置儲層孔隙度為34 %，孔隙滲透率為1.5×10?3μm2，地層壓力為14 MPa，初始行列式井網密度100 m×100 m，模擬注入井h=1 m，采出井h=?2 m。模擬得出采出井與注水井間的水頭梯度變化，可以看出橫向2 個注水井與中間的采出井之間的水頭梯度最強，上下兩排之間的水頭相對較弱（圖2b），最終模擬得出標準行列式井網優勢地下流場是在橫向上的注采井之間（圖2c）。

圖2 不同井網條件下流場數值模擬可視化圖Fig.2 Visualization diagram of flow field numerical simulation under different well pattern conditions

2.2 模擬九點法井網調整

對標準行列式井網進行改造，保留中央1口采出井，其余8口為注入井，井網密度100 m×100 m（圖2d），模擬邊部注入井h=1 m，對角線注入井h=2 m，采出井h=?6 m。模擬得出九點法井網調整后的水頭梯度顯示中央采出井向周邊注入井降低，影響范圍也大（圖2e），疊加行列式模擬的流場后得出模擬的九點法優勢流場（圖2f），顯示上下2口采油井轉注后井下流場清掃驅油面積加大，驅油效率得到較大的提升。

2.3 模擬五點法井網調整

對標準行列式井網進行改造，保留中央1口采出井，保留對角線4 口注入井，井網密度變為141 m×141 m（圖2g），模擬井網設置對角線注入井h=2 m，采出井h=?8 m。模擬得出五點法井網調整后的水頭梯度顯示中央采出井向周邊注入井降低，影響范圍也大（圖2h），疊加行列式模擬的流場后得出模擬的五點法優勢流場（圖2i），顯示井下流場清掃驅油面積與驅油效率得到極大的提升。

2.4 模擬M形井網調整

對標準行列式井網進行改造，保留邊部一口采出井，保留對角線4 口注入井，則注入井井網密度為200 m×200 m，采出井注入井間最小距離為100 m，最大距離為447 m（圖2j），模擬井網設置近角注入井h=1 m，遠角注入井h=3 m，采出井h=?3 m。模擬得出M 形井網調整后的水頭梯度顯示上部2 口井水頭梯度比較孤立，沒有影響到采油井的水頭變化，僅底部2 口注水井影響了采油井的水頭（圖2k），疊加行列式模擬的流場后得出模擬的M 形法井網優勢流場（圖2l），顯示井下流場清掃驅油面積沒有連片，驅油效率相對五點法與九點法較低。

3 效果評價與結論

3.1 效果評價

選取行列式井網模型為初始狀態，根據九點法、五點法以及M 形法進行注采井網調整，并對調整前后有效流場范圍取并集，對比初始狀態有效流場范圍，模擬計算井網調整后流場驅油面積相對標準行列式模型發生的變化，得出井網調整后流場變化對驅油效率提升的評價。

在總體注采井網變化顯示調整流場角度變化的基礎上顯示，由于五點法和九點法注采井網調整角度相當于流場變化達到45°，模擬顯示流場變化引起的水頭變化面積較大，驅油效率大大提升，其中五點法模型井網調整導致流場變化驅油面積效率超過原始基礎井網的127.24 %；九點法模型井網調整導致流場變化驅油面積效率超過原始基礎井網的97.28%，M形法由于井網調整不完善，井網調整角度相當于只調整了27°，M 形法模型井網調整導致流場變化驅油效率僅超過原始基礎井網的58.37 %，是3種調整井網中調整驅油效率最低的。

3.2 應用實例分析

GD 油田七區西Ng52+3單元自1986 年開始投入開發，井網為正對行列式井網，井網和流線的固定以及強注強采，導致厚油層底部存在高耗水帶，注水低效循環。目前GD油田七區西Ng52+3單元已進入特高含水階段，為了開展流場調整工作，選擇曲流河主河道正韻律沉積儲層發育，連片分布，能形成完整注采井網的局部試驗區。試驗區含油面積1.5 km2，有效厚度10 m，地質儲量為275×104t，采出程度為46.4%，綜合含水率為99.1%。

根據試驗目的以及剩余油分布狀況，分別設計了五點法調整方案（油水井隔一抽一），九點法調整方案（油井隔一轉注），及M形調整方案（矢量抽?。?。

通過數值模擬方法預測的試驗方案15 a 末的采出程度和綜合含水數據來看，在試驗區采液量一定的情況下，五點法調整方案與九點法調整方案均體現出了較好的效果。

綜合考慮經濟效益，對基礎方案及3套調整方案計算15 a 的投入產出比，可知：在試驗區采液量一定情況下，九點法調整方案最優。從GD 油田七區西Ng52+3單元井區試驗區實際開發效果來看，在方案實施初期生產形勢總體良好，后期遞減比較大，截至開展轉流線調整后15 個月，GD 油田七區西Ng52+3單元試驗區日產油量增加了13.4 %，綜合含水率降低了1.4%（表1、圖3）。

表1 GD油田七區西Ng52+3單元井區試驗區流場調整指標Table 1 Flow field adjustment parameters of test area in Unit Ng52+3 in the west of Block 7 of GD Oilfield

圖3 GD油田七區西Ng52+3單元井區試驗區生產曲線Fig.3 Production curves of test area in Unit Ng52+3 in the west of Block 7 of GD Oilfield

4 結論與建議

在不同井網參數設置條件下進行井網流場調整數值模擬，明確了流場調整是特高含水后期挖掘剩余油的有效手段：

1）對九點法井網調整，將邊部兩口采出井轉為注入井，由于邊部井與采出井井距更小，其流線對對角線井流線存在排替作用，需提高對角線井的注水量及壓力，以提高井位流體勢，采用油井轉注、調整液量的方法，調流線角度達到45°，調整效率較高并達到超過原始井網的驅油效率的97.28%。

2）對五點法井網調整，采用井網抽稀的方法，調流線角度達到45°，調整效率最高并達到超過原始井網的驅油效率的127.24%。

3）對M 形井網調整，由于遠角注入井與采出井井距過大，出現了井網控制不住的情況，采用井網抽稀的方法，調流線角度僅達到27°，調整效率較差，調整效率僅達到超過原始井網的驅油效率的58.37%。

在數值模擬條件下，得出九點法和五點法調整井網模擬顯示驅油效率高，M 形井網驅油效率相對較低，轉流線調整45°效果較好。在實際生產實踐中，GD 油田七區西Ng52+3單元試驗區通過3 種調整方案設計，日產油量增加了13.4%，綜合含水率降低了1.4%，與此同時，在推廣至其他礦場實踐時，還應充分考慮儲層非均質各向異性，以及先期形成的優勢通道對流體運移的影響，綜合多方面因素進行流場調整規劃。