基于儲層三維精細地質建模的油藏數值模擬技術研究剩余油分布規律

錢川川，駱飛飛，呂文新，羅治形

（1.新疆油田勘探開發研究院，新疆克拉瑪依834000；2.新疆油田采油二廠，新疆克拉瑪依834000）

準噶爾盆地的礫巖油藏，多數屬于中低孔、低滲儲層，開發困難較大。尤其是進入高含水、特高含水期，油水運動規律復雜，剩余油分布狀況不清，造成二次開發困難。目前國內外確定剩余油分布的方法主要有密閉取芯方法、開發地質學方法、測井方法、地震方法、油藏工程方法及油藏數值模擬等[1]。其中，油藏數值模擬作為一種比較成熟的技術，得到了廣泛的應用，但由于油藏數值模型建立的隨機性及不準確性，對模擬精度造成一定的影響。儲層三維精細建模是在20世紀80年代中后期開始發展起來的儲層表征新領域，它可以實現對油氣儲層的定量表征和刻畫各種尺度的非均質性[2]，建立表征克拉瑪依油藏儲集層及流體的精細地質模型。并作為油藏數值模擬的初始模型，并進行油藏數值模擬運算，建立扇三角洲體系地下的剩余油分布模式，為下一步的開發調整部署提供依據。

1 地質概況

一東區克拉瑪依組油藏位于克—烏斷裂以北，東北以北黑油山斷裂為界，西南與一中區相連，構造面積約為6.23km2，構造形態為一西北向東南傾斜的單斜，地層傾角5°～11°，區塊內發育一條6-3井正斷層。一東克拉瑪依組油藏分為克上段和克下段，平均埋深890m。克下段沉積厚度30～70m，平均孔隙度17.0%，平均滲透率為29.5×10-3μm2；克上段沉積厚度25～90m，平均孔隙度為18.7%,平均滲透率為34.0×10-3μm2。一東區克拉瑪依組油藏整體為一中孔、低滲、嚴重非均質油藏。

儲層屬于沖積扇、辮狀河入湖形成的扇三角洲及河道多旋回沉積，在縱向上形成了7個砂層組包括14個小層。儲層地質分層厚度變化大，垂向和縱向連續性差。油藏為無氣頂和邊底水的構造巖性油氣藏。

2 三維精細地質建模

2.1 構造模型

根據Prtrel軟件對數據格式的要求，同時為保證精細地質模型的準確性：(1)對克拉瑪依油藏各地質參數進行校正和標準化處理；(2)對井位坐標及小層層位數據進行檢查和錄入；(3)對地震數據及測井數據進行檢查、整理及錄入；(4)整理地質分析認識成果和分析測試數據，指導模型的建立。

模擬網格的劃分是地質建模的基礎，本次建模工區為一東區克拉瑪依組地層，面積約6.23km2，縱向上目的層共劃分為13個模擬層，克上段6個層，克下段7個層，地層平均厚度約110m左右，為了充分體現儲層的縱向非均質性，根據模擬技術方法研究，設定網格縱向步長為1m，橫向步長為10m，工區內三維網格數為34,173,090個。并以測井地質分層數據和地震層位解釋數據為依據，在斷層建模的基礎上，建立構造模型。

2.2 巖相模型

一東區克拉瑪依組油藏屬構造—巖性油藏，且“有砂即有油”的地質特征顯著，采用砂巖相、泥巖相二分法進行巖相建模：（1）對單井測井巖相進行解釋分析，劃為砂巖相和泥巖相2種巖相；（2）數據分析，在前期地質與地球物理巖相特征及展布規律的基礎上，分析各小層巖相類型、分布概率及變差函數特征等特征參數的合理性及準確性；（3）運用基于象元的序貫指示模擬方法和協同克里金方法，建立本區的巖相模型。

2.3 相控屬性模型

三維非均質性模型是以參數體的形式反映儲層內孔隙度、滲透率等物性參數場的空間分布特征，孔隙度和滲透率表征了油藏儲集能力和滲流能力[3-5]，在巖相模型的基礎上，分析各相的儲層屬性參數分布特征，運用基于象元的序貫高斯模擬隨機建模方法和協同克里金方法，在相分布模型的約束下建立孔隙度分布模型、滲透率分布模型和流體飽和度分布模型。

本區孔隙度分布范圍為0%～28%，但主要分布在10%～25%，在相控的基礎上，進行變差函數分析，結合特征參數，采用高斯模擬隨機建模方法，建立目標區的孔隙度、滲透率三維模型（圖1）。

圖1 相控孔隙度模型柵狀圖

3 油藏數值模擬

3.1 網格系統的建立及參數輸入

根據一東區克拉瑪依油藏的區域地質特征及布井方式，并結合計算機能力和精度要求，對三維精細地質模型進行粗化。將克拉瑪依油藏分為克上段、克下段2個模型，平面上采取均勻步長，為30m×30m，縱向上克上模型分為6個小層，克下模型分為7個小層，各層采用不等距網格，克上模型網格數為136×96×6，克下模型網格數為136×96×7。油藏基本參數及生產歷史數據均來自一東區克拉瑪依油藏。

3.2 儲量及生產歷史擬合

儲層地質模型是數值模擬研究的基礎，而數值模擬研究又可通過歷史擬合等手段來驗證儲層地質模型的可靠性。通過多項開采指標的歷史擬合使模型更接近油藏實際地質情況，更準確的反映地下油、氣、水的分布規律[6]。本次擬合采用先“整體后個體”的擬合思路。

3.2.1 區塊地質儲量擬合

地質儲量擬合是數值模擬的基礎，根據一東區克拉瑪依組油藏鉆井及測井解釋資料，結合生產動態特征確定不同井不同層位含油飽和度，在經過修正參數之后達到擬合結果。

表1 各層地質儲量擬合表

本次研究中，模型的初始化采用的是非平衡法。含油飽和度在儲層地質模型中已給出，壓力模型通過深度-壓力關系方程計算得出。從模擬層和地質儲量的差異看，區塊的主力產層S1、、、、層相對誤差在5%以內（表1），滿足后期模擬的要求。

3.2.2 動態生產歷史擬合

調整滲透率、注水量及巖石壓縮系數對全區壓力擬合。生產歷史擬合過程中，油井采用定油量生產，水井定注水量，先擬合全區和單井產油量，再擬合全區和單井產水量。從擬合效果看，模型含水率與油田實際含水率基本擬合（圖2、圖3），195口采油井中，達到擬合要求的176口，擬合率在90%以上，符合油藏精細描述的要求。

圖2 克上油藏含水率擬合圖

圖3 克下油藏含水率擬合圖

4 剩余油分布規律與影響因素

宏觀上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,在微觀上主要由于驅油效率低而遺留的剩余油。本區剩余油主要分布在注采不完善區及斷層附近。

4.1 剩余油平面分布

通過數值模擬研究結果，建立克上段油藏和克下段油藏剩余油儲量豐度三維圖（圖4、圖5）。

剩余油豐度較大的區域多呈現孤立狀分布，僅在局部小范圍有連片分布，且各層系剩余油分布不一。克上段油藏剩余油分布連片性要好于克下段油藏。克上油藏剩余油富集區主要集中在（深色部位）：①油藏西部，11213～11214～11221～11228井區，此處剩余油豐度高，連片性好；②油藏中部，井網不完善的11300井區；③油藏東部，兩斷層結合處，11-5井區；④油藏東南部，斷層附近11408井區。

圖4 克上段油藏剩余油豐度柵狀圖

克下段油藏剩余油富集區主要集中在（深色部位）：①油藏西北部，井網控制程度低的1-2～2-2～2-1井區；②油藏中部7-3～8-4井區、8-6～8-7井區、4-4S井區；③油藏北部4-6～5-8井區和8-12～8-11井區的井排之間的死油區。

圖5 克下段油藏剩余油豐度柵狀圖

4.2 剩余油縱向分布

縱向上，克上段油藏采出程度明顯高于克下段油藏，主力層位的采出程度高于非主力層位（表2）。從各小層的采出程度來看，克上段油藏成反韻律規律、克下段油藏成正韻律規律。剩余油主要集中在S1、、、，其中克上段油藏主力層位儲層物性好，原始儲量大，水驅效果好，雖然采出程度較高，但剩余地質儲量仍然較多，是后期挖潛的主力。

4.3 剩余油控制因素分析

影響剩余油分布的因素主要有2個：地質因素和開發因素。地質因素主要包括儲層的非均質性、物性、構造、斷層和砂體分布等；開發因素主要指注采系統和井網完善程度等[7-8]。

表2 一東區克拉瑪依組油藏目前開采狀況表

4.3.1 沉積相

沉積相是決定油藏儲層物性發育的主要因素，同時也是控制剩余油分布的主要因素。剩余油的分布與儲層的沉積相類型，砂體發育程度和滲透率突變情況有著密切的關系[9]。一東區克拉瑪依油藏主要沉積相為沖積扇、辮狀河和扇三角洲沉積。

克下段油藏主要以沖積扇相為主，儲層物性發育較差，且非均質性較強。平面上水道砂體呈網狀交織條帶狀分布，水道砂體厚度大，滲透率具有明顯的方向性，注入水易沿水道主流線快速舌進，繞過水道砂體兩側厚度較薄，泥質含量多，滲透率差的儲層，甚至把低滲帶包圍起來。水道間砂體，由于物性差，吸水能力差，一般水淹程度低、動用較差，剩余油相對富集。縱向上，沖積扇砂體成分和結構成熟度低，呈正韻律特點，水沿油層底部滲透率相對較均勻的部位流動，而在滲透率變化頻繁的油層上部，剩余油呈條帶狀富集。

克上段油藏中下部發育扇三角洲前緣沉積，泥巖分布范圍廣且厚度大；克上段上部主要為扇三角洲平原沉積，河道的頻繁沖刷導致砂巖較發育而泥巖欠發育，且局部存在河道下切作用，泥巖隔層發育不穩定。平面上注入水首先沿砂體軸部突進（,,S1等小層），隨后向兩側波及，水洗程度高。但沙壩兩側及道間淺灘砂體由于砂體巖性變差，泥質條帶及夾層增多，造成注入水較難波及，剩余油相對富集。溢岸薄層由于砂體厚度小，滲透率低、吸水性差，儲層不易動用，此類砂體剩余油相對富集。縱向上，三角洲前緣沉積，巖石成熟度較高，多反韻律特點。注入水沿中上部的高滲段突進，后由于重力作用，注入水向砂體下部緩慢推進，遠沙壩處水洗程度相對較高。但在底部物性較差的區域，注入水未波及，仍可富集剩余油。

4.3.2 注采系統

對注水開發油藏，每個油層要想得到動用，必須形成一個有效的注采系統。一東區克拉瑪依組油藏經過50多年的注水開發，油水關系變化規律復雜，注采系統是影響剩余油分布的一個主要因素。

（1）注采不完善造成的剩余油：在呈窄條帶狀以及透鏡狀的砂體部位,由于井網對儲層砂體的控制程度低，水驅效果較差，從而形成注采不完善剩余油。

（2）水驅作用形成的剩余油：在水線推進兩翼或油井井排之間，注入水形成的舌進現象造成部分區域無法波及，形成的剩余油。

（3）無效驅替形成的剩余油：油井在某層鉆遇表現為表外砂特性的砂體，在該砂體內沒有注水井，而方案布置井網中的水井均在河道砂內，由于受砂體分布、油層平面的非均質性因素影響，彼此不連通，從而沒有在該井附近產生有效的驅替，使遠離注水井以及水線波及不到的地區形成剩余油較多的滯留區。

5 挖潛措施

在現有的工藝技術條件下，結合油藏目前存在的層間矛盾突出、注采對應差、層間動用差異化大等突出問題，根據數值模擬研究結果，綜合考慮物性差異及剩余可采儲量分布情況，給出以下挖潛措施：

（1）油水井補孔、完善層間注采對應關系，提高油藏剖面動用程度。

（2）低效井壓裂引效、中、高含水井提液、關停，提高單井產油量、減緩油藏遞減速度，降低油藏整體含水率。

（3）在剩余油富集區鉆加密調整井、老井上返，提高剩余油富集區井區控制程度。

（4）適時動用克下油藏剩余油富集區，提高油藏最終采出程度。

6 結論與認識

（1）三維精細地質建模技術是油藏開發后期進行地質研究的有力工具。采用巖相約束的屬性建模技術和精細數值模擬技術，可以直觀地再現油水地下的運動以及剩余油在儲層空間的精確分布。

（2）一東克拉瑪依油藏數值模擬結果表明，擬合地質儲量、含水率、采油量、壓力與實際情況基本一致，為分析剩余油的分布提供了可靠地依據。

（3）一東克拉瑪依油藏剩余油在平面上多呈孤立狀分布，僅在局部小范圍有連片分布，且克上油藏剩余油分布連片性要好于克下油藏；縱向上主要集中在主力層S1、、、、。

（4）一東區克拉瑪依油藏剩余油分布主要受水淹狀況、沉積相帶、井網等因素控制，主要分布在井網不完善區、注入水較難波及區和斷層附近。

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[9] 周煒，唐仲華，溫靜，等.應用數值模擬技術研究剩余油分布規律[J].斷塊油氣田，2010，17（3）：325-329.