兩步建模與數值模擬方法在加密水平井設計中的應用

蘇楊鑫

（中石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163712）

1 地質概況

茂801區塊位于頭臺鼻狀構造東北部，為一由東西兩側2條南北向正斷層夾持的單斜構造，南高北低，斷塊內斷層不發育，構造幅度差約為120m，北部相對寬緩、南翼相對較陡。區塊動用面積3.2km2，動用地質儲量276.49×104t，平均砂巖厚度14.2m，平均有效厚度12.3m，空氣滲透率1.2mD，孔隙度11.7%。

茂801區塊于1997年10月投入開發，采用線狀注采井網，井排方向為東西向，與裂縫延伸方向平行。區內共有開發井46口，其中油井32口，注水井14口，井網密度15.3口／km2。截止到2012年底，累積采油7.3×104t，累積產水1.54×104m3，綜合含水25.2%，累積注水57.91×104m3，累積注采比5.10，采油速度0.19%，采出程度3.0%。

針對油田已開發區塊加密水平井設計精度及數值模擬過程中開發參數指標［1，2］的需求，筆者以頭臺油田茂801區塊為例，提出兩步建模與數值模擬方法精細表征儲層物性非均質及含油性等屬性在層內垂向上的分布變化特征，以更加精確地預測各項開發生產指標，更好地指導加密水平井設計。

圖1 茂801區塊斷層模型及構造模型

2 整體三維地質模型

茂801區塊儲層整體三維地質建模分為3個步驟，即建立構造模型、沉積相模型、油藏屬性模型［3－4］。

圖2 茂801區塊沉積相模型

結合靜態資料，區塊整體建模以地震解釋扶余油層頂面構造圖為基礎，建立構造模型 （見圖1）；應用開發井地質分層資料，以頂面構造為趨勢約束，建立扶余油層構造模型；以單元沉積微相成果為基礎，建立扶余油層沉積相模型 （見圖2），以沉積微相為約束、參數解釋［5］為基礎，建立扶余油層儲層屬性模型 （見圖3），在垂向上細分為29個沉積單元，與油藏描述成果保持一致。根據研究區實際情況，模型平面網格步長設置為20m×20m，垂向網格步長8m，模型網格總節點數為67×104個， 建 模 面 積 為5.22km2。扶余油層整體模型計算區塊儲量269.10×104t，擬合誤差2.68%。

3 目的層精細地質模型

茂801區塊扶余油層縱向發育35個單元，其中FⅡ11沉積單元 （FⅡ為扶余油層Ⅱ油組）儲層砂體最為發育，砂巖、有效鉆遇率均為100%，平均砂巖厚度6.6m，平均有效厚度為5.7m，均為全區最大，據此確定FⅡ11沉積單元為水平井設計目的層。

根據水平井設計需要，對目的層FⅡ11沉積單元實現垂向網格細分，模型平面網格步長與整體模型保持一致，為20m×20m，設置垂向網格步長0.3m，將目的層細分為20個模擬層，建模面積為5.22 km2（見表1），目的層FⅡ11沉積單元精細模型地質儲量109.38×104t，擬合誤差1.67%，擬合精度較高。

表1 茂801區塊扶余油層整體模型與精細地質模型統計表

整體模型每個沉積單元垂向只有1個網格，僅能表征儲層物性及含油性在平面上的變化［6］，而精細模型由于垂向網格精細劃分，能夠精細表征儲層層內垂向物性非均質及含油性等屬性分布變化特征，為水平井軌跡設計提供垂向量化地質模型 （圖4）。

圖4 茂801區塊整體地質模型與目的層精細地質模型儲層屬性對比剖面圖

4 兩步油藏數值模擬

4.1 數值模型建立

根據油藏數值模擬精度，并充分考慮水平井軌跡的精度，模擬網格劃分結果為126×176個，平面模擬網格為20m×20m，數值模型總節點數64.31×104個。

4.2 數值模型初始值賦值

1）模擬區及有關相滲曲線資料使用頭臺油田扶余油層油水相對滲透率曲線資料［7，8］，作為數值模型油水相對滲透率的原始輸入值。

2）有效厚度、孔隙度取模擬井測井解釋數值。滲透率依據取心獲得的滲透率與孔隙度關系確定。

3）其他靜態參數如高壓物性等，采用頭臺油田實測資料。

4）油井動態資料采用模擬區實際數據［9］。

4.3 歷史擬合

1）油藏整體數值模擬。模型模擬計算動用地質儲量為262.7×104t，實際地質儲量276.49×104t，相對誤差為4.9%。所建油藏數值模型可用于各項機理研究和開發指標預測。

歷史擬合從1997年10月到2011年12月，擬合時間步長為月，共171個時段，各時段單井日產油模擬與實際比較接近，平均相對誤差0.21%，模型模擬計算累積產油量為7.26×104t，實際累積產油量7.3×104t，相對誤差0.01%，模型模擬計算采出程度2.98%，實際采出程度為3.0%，相對誤差為0.67%，模型模擬計算綜合含水23.6%，實際綜合含水22.8%，絕對誤差為3.5%，達到了預測精度要求。

2）目的層精細油藏數值模擬。為提高水平井布井精度，數值模擬將目的層劃分為20個小層，單層厚度0.3m，并根據全區模型FⅡ11沉積單元產量及注水量，重新對目的層進行擬合。

目的層FⅡ11沉積單元地質儲量111.23×104t，數值模擬地質儲量111.62×104t，相對誤差0.35%，歷史擬合從1997年10月到2011年12月，擬合時間步長為月，共171個時段，各時段單井日產油模擬與實際比較接近，平均相對誤差0.12%，目的層模型模擬計算累積產油量為3.85×104t，實際累積產油量3.88×104t，相對誤差0.79%，模型模擬計算采出程度3.45%，實際采出程度為3.49%，相對誤差為1.14%，模型模擬計算綜合含水34.7%，實際綜合含水33.8%，絕對誤差為0.9%，達到了預測精度要求。

5 加密水平井井位設計

根據水平井井位設計原則［10］，區塊內共設計加密水平井3口 （見圖5）。結合剩余油分布情況，考慮加密水平井垂向不同位置，分別選取加密水平井處于模擬層第1、3、5、7、9、10、13、15、17、19、20層作為優化參數，計算不同垂向位置加密水平井指標，數值模擬計算結果顯示，水平井距目的層頂部1／3處加密水平井累產油最高，含水相對較低，結合以往水平井鉆井經驗，確定加密水平井垂向位置為距目的層頂部1／3處。水平井間隔2個直井井距，水平段長度1279～2486m，預測砂巖厚度3.7～7.1m，預測有效厚度為3.1～6.1m，單井控制儲量為 （4.89～17.38）×104t。

圖5 茂801區塊加密水平井設計井軌跡剖面圖

6 結論

1）兩步建模法通過垂向網格精細加密，在對儲層平面精細刻畫基礎上，能夠精細表征儲層層內垂向物性非均質及含油性等屬性分布變化特征，為水平井軌跡設計提供垂向量化地質模型。

2）兩步數值模擬法確定了加密水平井目的層油層動用狀況及動態參數，避免了人工劈分采油井產液量與注水井注水量考慮因素不全、人為因素干擾等影響，能夠更精確地預測各項開發生產指標，指導加密水平井設計。

3）應用兩步建模與數值模擬法很好地指導了頭臺油田茂801區塊加密水平井設計，有著較好的適用性。

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