Waterflood-CMG production optimization analysis for the Draugen field of Norway
Draugen油田因生产原油并输送至发电厂设施发电而闻名。然而，随着原油产量下降（截至2021年）以及新的电气化合同需求，该油田可能无法满足发电厂设施的电力需求。本研究结合CMG的注水与油藏模拟方法，评估二次采油类型的生产优化效果。研究分为三个部分：（1）匹配油藏尺寸（Draugen油田与模型尺寸）以拟合原始地质储量（OOIP）；（2）历史拟合；（3）使用CMG进行生产优化分析。
优化前（2021年）估计可采油量为9950万立方米，优化后（2050年）可采油量增至1.0837亿立方米。注水方法使压降增加了模拟开始时的250倍，单井日产油量从0提高到超过1500立方米/天。最终额外采出887万立方米原油，证明了二次采油方法在Draugen油田的可行性。相应地，含油饱和度从35-60%的高值降至21-23%的残余油饱和度范围。研究结果支持在Draugen油田采用注水技术进行油优化。
CMG软件应用情况
| 应用环节 | 具体内容 |
| 模拟器类型 | CMG IMEX黑油模拟器 |
| 核心功能 | 油藏建模、历史拟合、生产优化分析 |
| 建模过程 | ① 建立网格块匹配Draugen油田总体积（80×40×1网格，i方向8.2km，j方向4.1km，k方向29m） ② 添加底水水体拟合水侵 ③ 设置20口生产井和6口注水井进行历史拟合 ④ 优化阶段新增4口生产井和2口注水井 |
| 优化成果 | 通过CMG模拟预测，优化后累计产油量从9950万m³增至1.0837亿m³ |
结论
- 停产决策：第1和第5区块完全停产，因这两个区块已达残余油饱和度，对累计产油无明显贡献。
- 新井效果：新增4口生产井和2口注水井成功优化了生产，日产油量从2021年5月的64.9万m³增至2022年1月的峰值340.8万m³。
- 最终状态：模拟结束时，整个油藏平均含油饱和度为23%，约等于油田残余油饱和度。
- 产量提升：累计产油量从优化前的预计9950万m³增至优化后的1.0837亿m³。
- 后续建议：可通过化学驱将含油饱和度从23%进一步降低，但实施前需进行岩心取样和额外岩石物理研究的可行性评估。
作者单位
塞浦路斯近东大学石油与天然气工程系
研究区域概况
Draugen油田位于挪威海，区块6407/9和6407/12，平台位置北纬64.35度、东经7.77度。该油田于1980年代发现，1993年开始生产，2021年因产量下降暂停生产。原始地质储量2.2775亿m³，原始可采储量1.5192亿m³，剩余储量826万m³。
