基于流線模擬研究高含水期密井網下剩余油分布規律
——以勝利油田孤東七區西Ng52+3層為例

黃少雄，傅 強，馮佃亮，龔 寧，楚志剛

(同濟大學海洋與地球科學學院，上海 200092)

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基于流線模擬研究高含水期密井網下剩余油分布規律
——以勝利油田孤東七區西Ng52+3層為例

黃少雄，傅 強，馮佃亮，龔 寧，楚志剛

(同濟大學海洋與地球科學學院，上海 200092)

選取孤東七區西油田Ng52+3層高含水開發實驗區塊，在分析儲層巖性、物性、平面及內部非均質性的基礎上，建立精細三維地質模型，結合流線模擬方法進行油田30年開發動態模擬。研究表明：在密井網、強注水開發下，高含水開發后期流體運移特征明顯受到沉積相、沉積韻律、儲層厚度、層內非均質、生產井網等因素的控制；平面上剩余油主要分布在微構造高點、層內低滲透區及注采不完善區，縱向上剩余油主要分布在主力厚油層的頂部。長期強注水開發導致地下儲層形成大孔道高滲帶，流體基本沿高滲帶運移，驅油效率明顯降低。

孤東油田；館陶組；高含水；流線數值模擬；剩余油分布

剩余油研究一直是油田開發后期的重點與難點問題，尤其是國內許多油田已進入開發后期，對剩余油的研究已成為穩產、增產的關鍵。

目前國內外確定剩余油分布的方法主要有開發地質方法、測井方法、地震方法、油藏工程方法[1]，但都不能直觀反應地下流體的運移規律及剩余油分布特征。隨著計算機技術的發展，儲層地質建模與流線數值模擬日趨成熟，兩種方法結合不但能夠清楚地表示地下流體流動的路線及屬性參數的強度，還能對地下剩余油分布特征進行直觀的分析，但由于油藏數值模型建立的隨機性與不確定性，模擬精度受到一定的影響[3]。近年來儲層表征新技術——儲層三維精細建模技術，實現了對油氣儲層構成單元的形態、規模、方向、疊置關系及其儲層結構和巖石物理特征等定量表征，刻畫各種尺度的非均質性，極大地提高模擬的精度，可以為油田中后期的開發分析及剩余油分布預測提供可靠依據。

1 試驗區地質模型建立

孤東油田是一個在中生界潛山背景上發育起來的以上第三系館陶組疏松砂巖為主要儲集層的大型披覆背斜構造整裝油藏，劃分為八個開發區，其中七區西為孤東油田第一大區塊(圖1)。館上段Ng52+3曲流河相沉積砂層組是孤東七區西的主力油層之一，埋深1 280 m，含油面積9.58 km2，厚8 m，構造背景為略向北東方向傾斜的單斜，傾角1～2°。砂層組以細、粉細砂巖為主，具有垂向正韻律，膠結程度較疏松，粒度中值平均0.14 μm，分選系數平均為1.76。孔隙度平均33.7%，滲透率平均1 767.5×10-3μm，孔喉半徑平均值8.9～12.1 μm,均質系數0.35～0.43。具有高孔、高滲、強非均質性、儲層結構疏松、易出砂的特征。地溫梯度為3.4 ℃/100 m，壓力系數為1.05，為正常的溫壓系統。1985年投入生產，歷經30年開發，目前已完成各類鉆井1 200余口。該區多油層疊合生產、注采井網多次調整、注水關系復雜，館陶組整體已進入特高含水期，油水運動規律復雜，是典型的高含水期密井網、強注水開發油田。

為了精確刻畫儲層，提高數模的精確度，研究密井網開發后的剩余油分布特征，本文選取了孤東七區西Ng52+3層中井距較小、井網較完善、井網面積2 km2的試驗區塊進行研究，將目的層Ng52+3劃分為4個韻律小層(即Ng521、Ng522、Ng531、Ng532)，建立模型的網格步長設定為20 m×20 m×0.5 m，網格規模為84×68×26，總網格約15×104個。

孤東七區西試驗區內無大的斷層構造，僅有小型的正向、負向微構造，且Ng52+3目的砂層組以辮狀河沉積為主，層內非均質性較差，因此，在構造、巖相模型的基礎上，分析各沉積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[6]。在精細三維地質模型的基礎上，結合流線數值模擬法對研究區30年的生產狀況進行模擬，研究Ng52+3層地下流體運移特征及剩余油度分布規律。

圖1 研究區位置

2 試驗區流線數值模擬

2.1 生產歷史擬合

數值模擬研究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，更準確地反映地下油、氣、水的分布規律[7]。擬合主要包括區塊含水(圖2)、壓力擬合(圖3)、單井產量和單井含水擬合。全區壓力、含水的擬合通過調整滲透率、巖石壓縮系數、地層水及原油體積系數來實現；從擬合效果來看，模型壓力、含水率等參數與油田實際情況基本一致，55口井中80%達到擬合要求，表明模擬研究基本能模擬油田30年實際生產狀況，結果能反應目前地下流體的分布規律。

圖2 試驗區含水率擬合曲線

圖3 試驗區壓力擬合曲線

2.2 流線模型模擬結果分析

流線模擬結果可對油田開發過程中的流體運移情況有個清晰明確的認識，對于剩余油的挖潛措施的制定與開發方案的調整具有重要的指導意義。研究區經歷了30多年的開發，經過了三次大的井網調整，流線模型很好地反應了井網調整各個階段的地下流體運移規律[8]。

第一階段：1986年至1987年，研究區開發初期，生產井較少、井網不完善，地下流體運移距離較長，優先沿滲透率高的地方移動，流線模型顯示在高滲區流線較密，低滲透地區流線較稀疏，各流線上含油飽和度均較高(圖4a)。

第二階段：1987年至1990年，研究區采用300 m×300 m反九點面積注水開發，流線結果表明由于注入水的驅替作用，水沿著注水井呈同心圓向外擴散，以注水井為中心流線含油飽和度明顯下降(圖4b)。

第三階段：1990年至目前，該時期井網加密調整為300 m×150 m正對行列井網注水開發。研究結果顯示流線主要以垂直井排的方向平行地沿注水井向油井推進，表明注水驅取得了很好的效果(圖4c)。

目前井網經過調整，大部分井已關停，使得注采井距加大，流體以長距離運移為主，可以看出，該時期注入水在地層經過長距離的運移，但是含油飽和度沒有上升，表明流體以固定通道運移為主，驅油效率明顯降低。分析認為儲層長期注水生產，地下巖石孔隙被水驅替，以及受強注水對地層的沖刷作用，地層形成高滲大孔道，使注入水沿高滲透大孔道帶竄流，造成油井含水上升，驅油效率下降、產油量降低(圖4d)。

圖4 試驗區各個階段流線分布

2.3 剩余油分布規律分析

研究區在30年的開采中經多次的井網、生產措施調整，剩余油分布呈現出比較復雜的特征。模型模擬結果分析認為，目前剩余油分布總體表現出以下規律：

(1)孤東七區西試驗區各韻律層垂向上具有滲透率逐漸變大的趨勢[12]，所以注入水的水平驅動力減弱，在重力的作用下會逐漸運移到油層底部，而油層頂部水驅波及程度低，導致各個油層整體表現出層位頂部剩余油含油飽和度大于下部(圖5、圖6)。

(2)平面上剩余油的分布主要受到沉積相的控制，砂體物性好的區域剩余油飽和度明顯降低，砂體邊部厚度較小，滲透率低的區域剩余油飽和度較高(圖7、圖8)。

3 理論模型的礦場驗證

理論上，處在井網相同位置的井剩余油飽和度應該相同，但在實際生產過程中，井網相同位置新打生產井往往會出現剩余油飽和度差異較大、與理論不符的現象。本次研究從模型運算結果來看，該方法能很好地解釋這一矛盾，說明該方法對高含水后期密井網期剩余油研究是有效的。

圖5 試驗區521小層頂部剩余油含油飽和度分布

研究區內29J254井和29X2254井兩口開發井離注水井距大致相等，處在井網相同位置，但剩余油飽和度差異明顯。選取了井網調整前后的兩個時間點的流線模型進行分析。1995年，生產井較多且井網規則，29J254井處流線較密集，而29X2254井處流線稀疏，說明29J254井處受效好于29X2254井處(圖9)。2012年，井網調整之后，大部分井已經關井，此時流線顯示29-2266井注入液體主要沿29J254井位置向31-254井推進，而流線模型顯示29-2266井注入液體主要沿29J254向31-254推進，導致驅替效果較好；而29-2246注入液體主要沿底部向31-254井推進，導致29X2254井處受效較差(圖10)。對地質模型及注液時間、注液量，尤其是注入液體流動方向進行定量分析，能夠很好地解釋這一矛盾，表明本次研究模型與實際生產狀況相符，應用精細建模技術結合流線分析技術方法研究高含水后期剩余油分布規律是可行的。

圖6 試驗區521小層底部剩余油含油飽和度分布

圖7 試驗區521小層沉積相

圖8 試驗區521小層剩余油含油飽和度分布

圖9 試驗區流線模型圖(1995.5)

圖10 試驗區流線模型圖(2012.5)

4 結論與認識

(1)長期的注水開發使地下巖石孔隙被水驅替，使地層受到沖刷作用，導致儲層形成大孔道高滲透區域，注入水沿高滲透帶竄流，造成油井產水上升，產油下降，流線呈現出以長距離運移為主且流線顯示含油飽和度低的特征。

(2)縱向上，注入水會優先沿高滲透底層流動，底部儲層受到較大的水洗作用，而在各韻律層頂部往往剩余油飽和度較高，是剩余油的富集區。

(3)平面上剩余油明顯受到沉積相的控制，多呈孤立狀分布在注入水未波及的流線間、砂體邊緣以及局部的微構造高點，因此在局部井網不完善區、注入水較難波及的物性較差區域，剩余油可能連片分布。

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編輯：王金旗

1673-8217(2016)06-0099-05

2016-02-29

黃少雄，1990年生，在讀碩士，海洋地質學專業，主要從事石油地質及儲層沉積學研究。

國家科技重大專項“整裝油田特高含水期提高采收率技術”(2011ZX05011-002)。

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