構造-巖性油藏剩余油分布數值模擬模型研究

盧家亭，劉道杰，高賀存，溫玉煥，修德艷

(中油冀東油田分公司，河北 唐山 063004)

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構造-巖性油藏剩余油分布數值模擬模型研究

盧家亭，劉道杰，高賀存，溫玉煥，修德艷

(中油冀東油田分公司，河北 唐山 063004)

構造-巖性油藏地質條件差、油水關系分布復雜，經過長時間注水開發，使得該類型油藏剩余油分布規律更加難以描述，同時也對油藏下步挖潛的方向及調整方案的編制帶來更大困難。在精細地質建模的基礎上，綜合考慮構造-巖性油藏地層沉積旋回、垂向非均質性及儲量分布特征，對層內泥巖和干層進行特殊處理，建立描述該類型油藏剩余油分布的數值模擬模型。實例分析表明，建立的模型模擬小層含油飽和度分布及儲量豐度分布與動態分析結果一致，可用于描述構造-巖性油藏剩余油的分布狀況。

構造-巖性油藏；數值模擬；剩余油分布；歷史擬合；高3106斷塊

引 言

構造-巖性油藏油層薄、多、散、雜，四性特征復雜多變，油氣富集規律不清，預測油藏剩余油分布規律難度大。國內外文獻通過巖心分析方法、測井方法、開發地質學方法、地震技術、微型圈閉法、示蹤劑測試法、物質平衡法、現代試井解釋法及微觀仿真模擬技術等方法[1-7]研究塊狀油藏剩余油分布具有較強的實用性，而對于特征復雜的構造-巖性油藏，則需要采用以滲流理論為基礎的數值模擬技術，通過求解差分方程組，獲得每個網格點的壓力及飽和度分布，從而計算整個油層中飽和度在時間及空間上的變化，實現定量描述剩余油分布[8-9]。

以典型構造-巖性油藏為例，在油藏精細描述的基礎上，考慮儲層沉積、儲層物性及油層分布特征，通過對層內泥巖和干層進行特殊處理，建立該類型油藏剩余油分布數值模擬模型，獲得與油藏實際更為接近的剩余油分布規律，為該類型油藏剩余油后續挖潛提供了重要依據。

1 油藏概況

高3106斷塊構造上位于渤海灣含油氣盆地南堡凹陷北部，為典型的構造-巖性油藏，砂體多，面積小，斷塊內共有127個油砂體，其中含油面積小于0.1 km2的油砂體占68.5%，石油地質儲量占28.93%；含油面積大于0.3 km2的油砂體僅占6.30%，石油地質儲量占26.4%。該油藏埋深為3 200～3 950 m，縱向上分為4個油層組76個小層，小層平均厚度為8.5 m，平均滲透率極差為58.7，變異系數為1.82，突進系數為15.2，具有較強的非均質性。該斷塊于1982年投入開發，截至2014年6月，斷塊共有油井11口，注水井6口，日產油為6.4 t/d，日產液為77.3 m3/d，綜合含水為94.7%，累計產油31.11×104t，采出程度僅為10.8%。經過20多年的注水開發，油藏剩余油分布較為復雜，認識難度大，給油藏下步挖潛帶來了較大困難。

2 模型的建立

2.1 物性參數模型

應用petrel軟件根據油藏儲層隨機建模的研究成果，建立高3106斷塊精細地質模型，對模型網格粗化后，得到各層的頂底深度、凈厚比、孔隙度、滲透率、飽和度網格數據場，直接用于建立數值模擬靜態地質模型。網格粗化時，一般對孔隙度采用算術平均法，滲透率粗化采用全張力計算方法[9]。采用角點網格[8]。為精細模擬該油藏，同時考慮后續井網的部署，在網格粗化時，平面網格步長取25 m×25 m，目前該斷塊平均井距為220 m左右，保證2口井之間有8～9個網格，X方向51個網格，Y方向40個網格。為精確描述垂向上非均質性和剩余油分布特點，充分暴露層間矛盾，根據地層沉積旋回、主力層和非主力層的分布特點，將主力層分為3～4個網格，非主力層1層1個網格，這樣縱向上Ⅰ—Ⅳ油層組76個小層分為140個網格，模型網格總數為285 600個。

2.2 數值模擬參數選取

高3106斷塊油藏是受斷層、巖性和油水界面多種因素控制的構造-巖性油藏。高3106斷塊油氣比較高，因此選用三維三相黑油模型進行模擬，模擬所需資料主要有：①油藏地質參數，包括油藏深度、砂層厚度、有效厚度、滲透率、孔隙度等；②平衡區物性常數，包括原始油藏壓力、原始飽和壓力、油水界面以及界面對應處的毛管壓力等；③特殊巖心分析數據，包括油水和氣水相對滲透率曲線、巖石壓縮系數；④原油高壓物性PVT數據，包括油相體積系數、油相壓縮系數、油的黏度等隨壓力變化的曲線；⑤地層水物性常數，包括水黏度、密度和壓縮系數等；⑥動態數據，包括井位、井別、完井數據、產注量和壓力等。

3 歷史擬合方法研究

3.1 歷史擬合方法

油藏歷史擬合是應用實際動態數據對地質模型進行校驗，使模擬的動態生產數據與實際數據基本一致。對該斷塊及單井生產數據擬合時，以1個月為1個時間點，采用定油生產方式，分別從斷塊指標、井組指標及單井指標等3個方面進行擬合。模型差分方程組用全隱式方法求解，迭代最大時間步長為10 d，最大迭代次數為50次，這樣既保證迭代計算的收斂性，又保證了模型的穩定性。

為達到最佳擬合精度，擬合過程中對儲層孔隙度、有效厚度、絕對滲透率、相對滲透率曲線及單井狀況變化、傳導率等參數在合理范圍內進行調整。

3.2 原始石油地質儲量擬合方法

在石油地質儲量擬合過程中，依據有利鉆井及測井解釋資料，結合油藏生產動態分析，確定不同層位的油水界面，然后對凈毛比和孔隙度等參數進行適當調整，從而擬合出更為準確的石油地質儲量，使得該儲量與容積法計算石油地質儲量保持在誤差范圍內，同時單層石油地質儲量擬合誤差應小于1%。

3.3 開發指標擬合方法

該斷塊開發指標主要擬合產油量和綜合含水，保證相對誤差小于5%；單井指標擬合在斷塊指標擬合的基礎上，對單井產油量及含水等指標進行擬合。由于斷塊內多數井生產周期長，加之多層合采，作業頻繁，致使產量波動大，給擬合帶來一定難度。對于這種情況，通過對相對滲透率曲線、油水黏度比、壓力及傳導率進行修正，使得單井擬合率提高至81.8%，達到歷史擬合精度的基本要求。

4 剩余油分布規律

剩余油的形成與分布主要受沉積相、構造、儲層非均質性以及井網條件的控制[6]，也就是說，剩余油分布主要是由地質因素和開發因素決定。從地質角度來講，高3106斷塊屬于扇三角洲沉積，經過20多年的注水開發，一些主力層存在不同程度的水淹。平面上，主河道砂體規模大，平面連續性好，井網對砂體的水驅控制程度高，水淹區面積大；分支河道由于砂體規模小，井網對砂體的水驅程度控制低，水淹區面積小，在主流線方向，同一沉積微相砂體水線推進速度快于非主流線，剩余油分布于砂體邊角部位(圖1)。縱向上，層間和層內非均質性嚴重，層間非均質性導致物性好的儲層水淹嚴重，剩余油主要分布在物性較差的儲層內，層內非均質性造成正韻律儲層底部水洗嚴重，剩余油主要分布在小層中上部；反韻律儲層頂部水洗嚴重，剩余油主要分布在小層中下部[8]。

從開發角度來講，目前剩余油分布仍然比較集中，平面上主要分布在沿構造高部位、砂體邊部和斷層方向形成的條帶狀油區，注水井間及注水井與邊水間形成的通道式存油區，基本未動用或動用程度差的含油區，還有由于砂體和井網之間的匹配不好，原井網雖然有井鉆遇，但有注無采、有采無注或無注無采等形成的剩余油(圖2)。縱向上，由于生產層位多，層間差異大，層間干擾的結果是使部分油層動用程度低或基本沒有動用。目前井網下生產狀況較好、水驅控制程度高的主力層，采出程度高，剩余油飽和度低；水驅控制程度較低、生產狀況不好的部分次主力層、非主力層，采出程度低，剩余油飽和度高。

圖1 高3106斷塊小層含油飽和度分布

圖2 高3106斷塊小層水淹情況

5 實例應用

利用擬合的數值模擬模型，分別計算高3106斷塊Ⅱ12和Ⅲ20小層含油飽和度。通過產注剖面、示蹤劑及生產動態特征分析油層受效情況，繪制斷塊Ⅱ12和Ⅲ20小層水淹圖，其水淹情況與模型模擬Ⅱ12和Ⅲ20小層含油飽和度基本一致，進一步說明了模型模擬剩余油分布的可靠性。

利用數值模擬模型計算斷塊目前含油飽和度分布(圖3)，再利用容積法計算斷塊目前剩余儲量，得到斷塊的剩余儲量豐度(圖4)。利用數值模擬模型及油藏工程方法重新優化油藏開發技術政策，按150 m井距三角形反七點面積井網對斷塊進行加密，數值模型對斷塊開發指標進行預測，開發15 a后，斷塊采出程度可由目前的10.8%提升至17.85%，同時預測最終采收率(含水98%時)可達21.8%，具有較好的開發效果和可觀的經濟效益。

圖3 高3106斷塊含油飽和度分布圖

圖4 高3106斷塊儲量豐度分布圖

6 結 論

(1) 利用數值模擬模型對構造-巖性油藏剩余油分布進行分析，將水線推進規律與剩余油飽和度分布規律對比，擬合效果好，相識度高，可信度高，為定性分析剩余油情況和下步挖潛奠定了堅實的基礎。

(2) 實例對比分析表明，利用剩余油描述成果，通過挖潛可將斷塊采出程度從10.80%提高至17.85%，獲得較好的開發效果。

(3) 利用數值模型模擬的剩余油分布結果，通過井網加密、層系重組及控水穩油等方法可提高水驅動用程度，從而提高構造-巖性油藏整體的開發效果。

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編輯 姜 嶺

20141027；改回日期：20150205

國家重大專項“渤海灣盆地黃驊坳陷灘海開發技術示范工程”(2011ZX05050)

盧家亭(1976-)，男，工程師，1999年畢業于西南石油大學石油工程專業，2007年畢業于該校油氣田開發專業，獲碩士學位，現從事油藏工程及數值模擬工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.02.028

TE319

A

1006-6535(2015)02-0111-04