低渗油田注水开发数值模拟研究

Numerical Simulation of Water Injection Development in Low Permeability Oilfield

摘要: 本研究聚焦于低渗透性和超低渗透性油藏的注水开采技术，特别探讨了整体压裂技术在其中的运用。通过对区块的地质构造特征和储层特性的分析，建立了三维非均质地质模型，并进行了注水开发注入参数的优化研究。研究发现，五点井网法在提高采出程度方面表现最佳，因此被选为最优井网类型。通过数值模拟，确定了注入压力、注采比、注水强度、注水时机以及裂缝导流能力和裂缝半长等关键开发参数。结果表明，合理的注入压力为43 MPa，单井产液量为12 m³/d，注采比为1.3，裂缝导流能力为300 mD∙m，裂缝半长为140 m，最佳穿透比为0.6。这些参数的优化有助于提升单井产量和经济效益，对超低渗透砂岩油藏的开发具有重要的理论支持和实践指导意义。

Abstract: This study focuses on water injection production technology in low permeability and ultra-low permeability reservoirs, especially the application of integral fracturing technology in them. Based on the analysis of geological structure characteristics and reservoir characteristics of the block, a three-dimensional heterogeneous geological model is established, and the optimization of injection parameters for water injection development is carried out. The study found that the five-point pattern method performed best in improving the degree of production and was therefore selected as the optimal pattern type. Through numerical simulation, key development parameters such as injection pressure, injection-production ratio, injection intensity, injection timing, fracture conductivity and fracture half-length are determined. The results show that the reasonable injection pressure is 43 MPa, the fluid production per well is 12 m³/d, the injection-production ratio is 1.3, the fracture conductivity is 300 mD∙m, the fracture half-length is 140 m, and the optimal penetration ratio is 0.6. The optimization of these parameters is helpful to increase the production and economic benefit of a single well, and has important theoretical support and practical guiding significance for the development of ultra-low permeability sandstone reservoirs.

1. 引言

注水技术是针对低渗透性和超低渗透性油藏进行二次开采的关键方法，并且在超低渗透油藏的开发过程中得到了广泛的应用[1]。当前油田的注水操作面临能耗高和效率低的问题。为了提升已开发低渗透油藏的开发效率，并迅速有效地动用尚未开发的低渗透油气资源，这对于保障我国石油产业的持续稳定增长至关重要。此外，整体压裂技术已成为实现低渗透油藏高效开发的重要手段[2]-[4]。本文旨在通过数值模拟方法对开发参数及整体压裂技术中的裂缝导流能力进行优化研究，以期为低渗透油田的注水开发和整体压裂提供理论支持和实践指导。

2. 区块概况

本研究区块地质构造特征表现为鼻状，存在四条断层，储层深度介于2500至4700米，井岩芯资料统计，储层平均孔隙度在17.6%，平均渗透率在12.63 mD，属于中孔低渗储层。含烃饱和度为40.93%，原油密度为0.828 g/cm³，体积系数为1.138。油藏地质储量为54365.23 × 10⁴吨。目前该区块由于注采参数设置不当，导致单井产油量下降和含水率急剧上升。

鉴于该油田的储层具有较低的孔隙度和渗透率，以及油井泄油面积有限，这导致了注水井与采油井之间存在较大的流动阻力，难以形成有效的井间连通。同时，由于注采井间距较大和地层渗透率低，地层压力波的传播速度缓慢，注水井需要较高的启动压力，单井产油量低，且难以形成有效的驱油系统。这些因素共同导致传统的注水开发方法在此类储层中效果不佳，无法实现经济和有效的开发。因此，本研究提出结合注水和整体压裂技术来提升单井的产油能力，并重点探讨了常规注水开发方案的适用性，旨在为该区块制定出一套科学的开发策略。

3. 地质模型建立

利用该区块的测井资料和地震解释结果，通过Petrel软件构建了一个三维的非均质地质模型，其中包括了孔隙度和渗透率的模型。相关的模型图示分别在图1和图2中展示。

Figure 1. Porosity model

图1. 孔隙度模型

Figure 2. Permeability model

图2. 渗透率模型

根据油田区块的相渗数据绘制了油气水相对渗透曲线图，如图3和图4所示。

从油水相对渗透率的曲线图可以观察到，随着含水饱和度的不断提升，水相的相对渗透率也在逐步上升。特别是当含水饱和度达到0.8时，水相的相对渗透率呈现出线性增长，而与此同时，油相的相对渗透率则逐渐降低。这一现象表明，该地层显示出亲水性特征。

3.1. 地质模型范围与网格数量

根据精细刻画油藏的需求，这个三维地质模型在垂直方向上被划分为三个小层。同时，考虑到井位

Figure 3. Oil-water relative permeability curve

图3. 油水相对渗透率曲线

Figure 4. Oil and gas relative permeability curve

图4. 油气相对渗透率曲线

对平面网格尺寸的需求以及网格数量对计算时长的影响，我们在这个工作区内确定了网格的配置为14 × 10 × 14。具体来说，X轴方向有25个网格，Y轴方向有34个网格，Z轴方向有22个网格，因此整个三维地质模型总共包含了25 × 34 × 22 = 148,700个网格节点。这一模型的详细视图展示在图5中。

Figure 5. 3D mesh model

图5. 3D网格模型

3.2. 注水开发注入参数优化

3.2.1. 井网类型选择

采出程度是最能够直观反映不同井网类型对于这个油藏的适用程度，因此我们对四点井网、五点井网、反九点井网进行数值模拟对比其采出程度。采出程度曲线图如图6所示。可以看到五点井网法的采出程度最高，这是由于在井距一定的条件下，五点井网系统具有较高的水驱控制程度。五点井网的单元几何形态与排列布局，能更有效地覆盖整个油藏范围，促使注入水在油层内均匀流动，有效降低注入水的突进风险，进而扩大水驱覆盖范围。综合考虑本区块采用五点井网法进行开采。

Figure 6. Production degree of different well patterns

图6. 不同井网采出程度

3.2.2. 注入压力优化

注水压力的设定应遵循从较低水平逐步提升至较高水平的策略，恰当的注水压力有助于扩大油藏的吸水区域和增加吸水层的厚度，从而缓解不同油层之间的压力差异，优化油田的开发效果。所以我们将注水井的注入压力分别设置为40 MPa、43 MPa、46 MPa、49 MPa，模拟时间为15年，综合考虑了采出程度和含水率两个方面，模拟结果如图7和图8所示。

Figure 7. Curve of recovery degree at different injection pressures

图7. 不同注入压力采出程度曲线图

Figure 8. Curve of water content change at different injection pressures

图8. 不同注入压力含水率变化曲线图

选择注水井的注入压力时，并非越低越有利。可以看到在注入压力过低时，含水率虽然很低但是无法确保按照设计要求将足够的水量注入地下。当注入压力继续升高时，采出程度不仅没有升高，含水率反而上升。这是由于在注水的过程中，当注入压力增大时，注入水在油层中的移动速度会变快，使得水驱前缘更早地抵达油井，从而使该区块油井提前出现含水现象，含水率的上升速率也会随之加快，导致最终含水率偏高。因此，为了确保达到预定的注入量和较低的含水率，建议将注水井的注入压力设置在大约43 MPa左右。

3.2.3. 注采比优化

注采比的高低对地层压力具有显著影响。如果注采比过高，可能会导致注入压力过大，以至于超过地层的破裂压力；而注采比过低，则可能导致注入压力不足，无法满足油井的产液需求。因此，维持一个合理的注采比对于保证油田的正常运作至关重要。基于油田的具体地质特征和开发状况，精准调控注采比，并主动管理地层压力，是实现油田开发注采系统优化的关键环节[5]。本文分别对注采比为1.0、1.1、1.2、1.3进行优化，优化结果如图9和表1所示。数值模拟结果表明采注比为1.3时，含水率曲线为85.3%。采注比为1.4时含水率较低，但最终采收率较1.3低3%左右。由此看出，采注比为1.3最合适。图9为不同注采比的采出程度曲线图，表1为不同注采比的含水率数据。

Figure 9. Plot of recovery degree of different injection and production ratios

图9. 不同注采比采出程度曲线图

Table 1. Water cut of different injection and production ratios

表1. 不同注采比含水率

/	1.0	1.1	1.2	1.3	1.4
含水率	95.6%	92.9%	91.6%	83.3%	81.6%

3.2.4. 注水强度优化

通过调整注水强度的优化措施，能够实现驱油过程的均衡性，扩大注入水的覆盖区域，并降低不同区域剩余油饱和度的不一致性。这表现在注入水能够均匀地向各个方向扩散，从而提升注水的整体效率[6]。因此我对5种不同注水量(5 m³，10 m³，15 m³，20 m³，25 m³和30 m³)进行15年的累计产油量对比分析后，发现图10展示了这些数据。通过观察不同注水量下的单井日产量曲线，可以明显看出，在均质储层中，注水强度越大，单井的产量和采收率也随之增加。为了推迟见水的时间，建议在生产初期将注水量控制在每天10到15立方米之间。

Figure 10. Curve of recovery degree of different injection intensities

图10. 不同注水强度采出程度曲线图

3.2.5. 注水时机优化

在油田的开发过程中，随着原油的持续开采，油层中固有的能量逐渐减少，这会导致油层压力降低。在适当的时机进行注水，能够有效地补充油层的能量，维持或提升油层的压力水平，进而确保油田能够持续稳定地高产，同时增加原油的采收率。因此根据不同的注水时间点——超前6个月注水、超前3个月注水、与开采同步注水，以及滞后1年和滞后3年注水——我们可以从单井日产量(图11)的变化曲线中观察到，提前注水只能在最初三年内部分补偿产量的下降，且与同步注水的累计产油量差异不大。然而，滞后注水对产量的影响则较为显著。因此，从这些分析中得出的建议是采用同步开采的注水策略。

Figure 11. Curve of recovery degree of different injection intensities

图11. 不同注水强度采出程度曲线图

3.2.6. 整体压裂

整体压裂改造技术已成为开发低渗透注水开发油藏的有效方法[2] [3]。实施整体压裂改造的关键之一，是在储层中根据设计要求造缝并对裂缝参数进行优化.本次对该区块的鼻状构造区域进行整体压裂。

整体压裂参数优化

裂缝导流能力反映了裂缝内流体流动效率与地层供液效率之间的协调性。如果无量纲导流能力值偏低，说明裂缝的流动效率未能充分利用地层的供液能力，这将导致产出量下降；反之，如果无量纲导流能力值过高，则表明裂缝的流动效率超出了地层的供液能力，这将导致资源的浪费。因此，找到一个适宜的无量纲导流能力值对于评估压裂作业的经济性至关重要。通过调整裂缝的半长和提升裂缝的导流性能，可以降低无效的水资源循环，减少成本开支[7]。所以方案设计中分别设计裂缝半长为80、100、120、140 m，裂缝导流能力分别设计为100、200、300、400、500 mD∙m。根据设计参数组成不同方案进行数值模拟，选出合理裂缝参数。

观察图12~16的数据，可以发现随着裂缝导流能力的增强，油井的产量也随之提高。但是，当裂缝导流能力超过300 mD∙m之后，进一步增加导流能力对油井产量的提升作用变得不那么显著，这是由于当裂缝导流能力与油层的供油能力相契合时，便能充分挖掘油层的潜力，促使油层内的原油以更均衡、更高效的方式被开采出来，但当继续增加裂缝导流能力，使地层压力迅速下降，后续的原油提供不足，导致油井的日产油量增加缓慢。因此，确定裂缝的合理导流能力为300 mD∙m，并且选择裂缝的半长为140 m。

根据优化出的导流能力和裂缝半长，导流能力300 mD∙m，裂缝半长140 m，来优化不同穿透比对日产油的影响。我们将穿透比设置为0.4、0.6、0.8、1.0进行数值模拟。模拟结果如图17所示。

Figure 12. The diversion capacity is 100 mD∙m

图12. 导流能力为100 mD∙m

Figure 13. The diversion capacity is 200 mD∙m

图13. 导流能力为200 mD∙m

Figure 14. The diversion capacity is 300 mD∙m

图14. 导流能力为300 mD∙m

Figure 15. The diversion capacity is 400 mD.m

图15. 导流能力为400 mD.m

Figure 16. The diversion capacity is 500 mD∙m

图16. 导流能力为500 mD∙m

Figure 17. Daily oil production curves at different penetration ratios

图17. 不同穿透比下的日产油曲线图

4. 结论

当前区块的剩余储量主要为难以有效开发的致密储量，传统的开发技术已不足以应对当前的需求。因此，注水开发结合整体压裂成为了低渗透油藏经济有效开发的关键技术手段。在这一过程中，整体压裂的参数优化尤为关键。考虑到各种影响因素，决定采用五点井网法进行开采。研究指出，注水开发产能控制的主要因素包括注入压力、注采比、注水强度、注水时机、裂缝导流能力、裂缝半长以及最佳穿透比。通过数值模拟，对这些开发参数进行了细致的优化。考虑到区块的实际情况，推荐采用五点法井网同步注水的策略。这种注水方式能够有效提升单井产量，并且经济效益良好，适用于超低渗透砂岩油藏的开发。考虑到见水时间的快慢，水驱波及面积的大小以及适度开采参数对地层压力的影响，对注入压力、单井产液量、注采比以及裂缝导流能力和裂缝半长进行了参数优化。优化结果对于低渗透油藏具有一定的适用性，可以在本区块进行推广应用。这些优化措施将为注水开发和整体压裂提供强有力的技术支持。