蒲春生 ，崔維蘭 ，2，王香增

（1.西安石油大學，陜西西安 710065；2.延長油田股份有限公司靖邊采油廠，陜西靖邊 718500；3.延長（石油）集團研究院，陜西西安 710075）

馬寧油田長212位于鄂爾多斯盆地東北部，構(gòu)造形態(tài)為一由東向西傾覆的平緩單斜，油氣主要分布在北東-南西向的次一級單一鼻狀構(gòu)造內(nèi)，構(gòu)造上傾方向依賴砂巖尖滅或砂巖相變致密層對油氣形成巖性遮擋，下傾方向局部見到邊、底水封閉，長212油藏具有比較規(guī)則和統(tǒng)一油水界面，一般在海拔300 m左右。含油面積7.45 km2，儲層埋深1 000～1 200 m，屬河流相沉積。巖性以灰綠色中、細長石砂巖為主。屬構(gòu)造-巖性油藏。

1 地質(zhì)模型的建立

長212油藏資料井數(shù)95口，頂面深1 200 m，有效厚度18.7 m，原始地層壓力7.46 MPa，油藏溫度35℃，地層條件下原油體積系數(shù)1.050，飽和壓力3.86 MPa，原油粘度3.14MPa·s，氣油比26 m3/t,網(wǎng)格數(shù)為150×134×1，含油面積內(nèi)網(wǎng)格數(shù)為20 100個，平面網(wǎng)格大小25 m×25 m，利用克里金插值法得到物性模型（見圖1）。

2 歷史擬合

研究區(qū)大部分井于2006年下半年和2007上半年投產(chǎn)，這說明在本區(qū)一個相當規(guī)模的泄油區(qū)已經(jīng)形成，為了使歷史擬合結(jié)果更加正確、可靠，擬合原則主要有：（1）歷史對單井及去油藏多個開發(fā)指標進行擬合；（2）分析開發(fā)指標突變原因；（3）重點擬合開采歷史長的井，尤其是開采的最后一個階段。

通過歷史擬合，參數(shù)擬合誤差小于5%，單井擬合合格率大于75%，單井及全油藏擬合結(jié)果典型曲線（見圖1，圖2）。由于缺少測壓數(shù)據(jù)，所以確保平均地層壓力水平與實際相符?？梢钥闯鲅芯繀^(qū)投產(chǎn)初期產(chǎn)量遞減很快，目前累計產(chǎn)油量增長率緩慢，仍處于天然能量開發(fā)，需盡快投入注水開發(fā)。

3 注水方式優(yōu)選

為了使水驅(qū)儲量最大化、解決注水后的含水快速上升等問題，運用模擬技術(shù)分別對井網(wǎng)密度、注采井網(wǎng)以及注采比方面進行優(yōu)化設(shè)計。

3.1 井網(wǎng)密度優(yōu)選

馬寧長212油藏勘探開發(fā)模式是“滾動勘探開發(fā)”模式，井網(wǎng)形式呈不規(guī)則三角形。根據(jù)北京石油勘探開發(fā)科學研究院開發(fā)所俞啟太在謝而卡喬夫公式的基礎(chǔ)上引入經(jīng)濟學投入產(chǎn)出的因素，對馬寧長212油藏最佳、經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度進行模擬計算，方法如下：

圖1 馬寧長212油藏地質(zhì)模型

式中：α-井網(wǎng)指數(shù)，ha/井；sb-經(jīng)濟最佳井網(wǎng)密度，ha/井；N-原油地質(zhì)儲量，t；υo-評價期間平均可采儲量采油速度，小數(shù)；T-投資回收期，a；ηo-驅(qū)油效率，小數(shù)；c-原油商品率，小數(shù)；L-原油售價，元/噸；P-原油成品價，元/噸；A-含有面積，km2；ID-單井鉆井（包括射孔、壓裂等）投資，元；IB-單井地面建設(shè)（包括系統(tǒng)工程和礦建等）投資，元；r-貸款年利率，小數(shù)；sm-經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度，井/平方千米。

考慮到本研究區(qū)天然能量開發(fā)時綜合含水率約72.4%，進而采取李道品推薦的“加三分差”的原則，即：優(yōu)化井網(wǎng)密度=經(jīng)濟最佳井網(wǎng)密度+（經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度-經(jīng)濟最佳井網(wǎng)密度）/3，將井網(wǎng)密度確定為17.8井/平方千米。

3.2 注采井網(wǎng)優(yōu)選

研究區(qū)長212油藏井間聯(lián)通關(guān)系以單雙向連通為主，將連通較好的主力砂體注采井網(wǎng)相對完善的井組為主要選井原則，確定三套注采井網(wǎng)，分析不同井網(wǎng)方式與水驅(qū)控制程度的關(guān)系（見表1）。

通過表中計算值說明，在地質(zhì)條件基本一致的情況下，井網(wǎng)密度取17.8井/平方千米時，反七點面積注水方式的水驅(qū)控制程度為0.871，五點或反五點面積注水方式水驅(qū)控制程度是0.823，反九點面積注水方式水驅(qū)控制程度僅0.575。這就充分說明采用反七點注水方式最為合理。

3.3 注采比優(yōu)選及開發(fā)指標預測

對研究區(qū)設(shè)計三種不同注采比進行模擬結(jié)果，注采比分別為1.0、1.2以及1.5，模擬計算15年，不同注采比情況下15年末油藏主要開發(fā)指標（見表2）。

表1 點狀注水不同注水方式水驅(qū)控制程度對比表

模擬結(jié)果可以看出注采比1.2和1.5時，地層壓力過高，考慮到原始地層壓力為7.46 MPa，所以注入難度很大。從長212小層在注采比1.0的情形下開發(fā)到第十五年末的儲層壓力、油水前緣以及剩余油的分布（見圖4、圖5、圖6），可以看出，1.0的注采比下注入順利，和原始地層壓力相比，整個開采期間地層壓力也比較合適。所以長212油藏合理注采比為1.0，建議轉(zhuǎn)注初期注采比小于1.0，這樣既可以減緩地層壓力下降，又可以抑制注入水突進，待注水穩(wěn)定一段時間再作適當調(diào)整。

表2 馬寧長212油藏15年末主要開發(fā)指標

圖4 注采比1.0情形下開發(fā)15年后長212地層壓力分布

圖5 注采比1.0情形下開發(fā)15年后長212油水界面分布

圖6 注采比1.0情形下開發(fā)15年后長212含油飽和度分布

4 結(jié)論

通過數(shù)值模擬技術(shù)對馬寧長212油藏進行分析研究認為：（1）從歷史擬合結(jié)果來看，馬寧長212油藏原油產(chǎn)量遞減很快，累計產(chǎn)油量增長率緩慢，須盡快投入注水開發(fā)。（2）考慮經(jīng)濟投入和開發(fā)效果，長212油藏合理井網(wǎng)密度為17.8口/平方千米。（3）模擬對比三套注采井網(wǎng)，本研究區(qū)合理注采井網(wǎng)為七點注水方式。（4）設(shè)計三種注采比模擬計算15年，根據(jù)模擬結(jié)果本研究區(qū)合理注采比為1.0。

［1］王道富.鄂爾多斯盆地特低滲透油田開發(fā)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2007.

［2］陳元千，李璗.現(xiàn)代油藏工程［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2001.

［3］馬寧油田注水開發(fā)方案.延長油田股份有限公司靖邊采油廠，2008.

［4］閆存章，李陽.油藏地質(zhì)建模與數(shù)值模擬技術(shù)文集［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2007.