高凝油油藏剩余油分布規律研究

喻 鵬，盧宗盛

(中國地質大學，湖北 武漢 430074)

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高凝油油藏剩余油分布規律研究

喻 鵬，盧宗盛

(中國地質大學，湖北 武漢 430074)

針對常規地質統計技術及網格粗化近似技術在油藏剩余油飽和度求取過程中存在較大誤差的問題，優選性能穩、算速快以及無網格定向效應的流線數值模擬方法，利用水驅開發油藏三維流線模型研究工區流線分布與剩余油配置關系。由研究結果可知，流線推進特征時間同層系調整時間吻合，小層剩余油分布與水線推進規律匹配，井組剩余油分布同沉積、斷層以及溫度等多因素協同作用相關。為此，建議進一步完善工區注采井網系統，并考慮在局部井組采用針對性的熱水、蒸汽驅替，克服原油溫敏效應，以提高采收率。通過研究，明確出油及來水方向，找到當前注采流線未能波及的剩余油富集潛力區，為下一步調整井網挖掘剩余油指明了方向。

流線模擬；配置關系；數值仿真；剩余油分布；流線分布；高凝油；靜觀2塊

0 引 言

高凝油油藏作為諸多油藏類型中較為獨特的一類，具有高凝固點、高含蠟、高析蠟溫度的“三高”特性，同時原油物性對溫度因子極其敏感，故研究其水驅過程的同時，還應考慮原油自身的性質[1-5]。目前，大部分常規水驅開發高凝油油藏均存有溫度敏感導致的滲流場紊亂以及剩余油規律認識不清的情況，而此次的研究區塊——靜觀2塊也是靜安堡復式油氣聚集區帶中段的一個主力高凝油斷塊，原油含蠟量為30.0%～45.0%，平均為35.0%，凝固點為40～50 ℃，含硫量小于0.1%。根據旋回特點及巖、電特性，將油藏縱向劃為12個油層組，40個砂巖組，93個小層。

油藏自投產以來，共經歷5次重大調整，開發層系及井網的調整使得油水關系變得更加復雜，剩余油分布規律差，大分層量導致粗化模型的網格節點增多，給仿真計算過程帶來了較大阻力。由于常規地質統計技術及網格粗化近似技術在油藏剩余油飽和度求取過程中可能存在較大誤差，尤其針對該類多節點、大計算量的數據體，流線模擬器較傳統模擬器具有性能穩、算速快以及無網格定向效應優勢[6-13]，故優選流線模擬手段進行工區注采流線分布與剩余油的配置關系研究，旨在明確出油及來水方向，明確區塊及井網剩余油分布情況，為油田下一步開發調整提供一定的指導。

1 流線模型的數學模型

充分考慮高凝油油藏獨特的開發特征，結合實驗測試結果可知，常規水驅進程中，蠟晶、瀝青的析出及毛管作用使得滲流體系阻力劇增，故耦合流線-黑油模型時，將流體滲流機理一并考慮在內，同時給出流線模型數學模型的假設：油藏流體滲流遵循達西規律；滲流進程溫度恒定；巖石及流體皆不可壓縮；氣相對驅替進程干擾權重偏小，對其忽略。

引入毛管及重力項的油水兩相流線法滲流數學模型[14-16]：

▽{[ρoKKro▽(po-ρogD)]/μo}+qo=φ[?(ρoso)/?t]

(1)

▽{[ρwKKrw▽(pw-ρwgD)]/μw}+qw=φ[?(ρwsw)/?t]

(2)

式中：ρo、ρw分別為油、水密度，kg/m3；K為儲層絕對滲透率，10-3μm2；Kro、Krw分別為油相、水相相對滲透率；μo、μw分別為油相、水相黏度，mPa·s；D為與重力加速度方向一致并按某一基準面的測深，m；qo、qw分別為油、水相單位體積、時間內巖石質量流量，kg/(m3·s)。

2 模型的建立

2.1 物性及動態參數設置

結合擬合精度及實際生產需求，在精細地質建模基礎上，選取52×27×93=130 572的模型格架(網格步長為50 m)，數據準備如下。

(1) 模型基本參數及其初始化。根據物性表征模型及工區地質信息，運用端點標定、初始含水調用結合法平衡初始場，配置壓力參數，孔滲參數直接對接調用，壓縮系數為6.872×10-4MPa-1。

(2) 實際地質信息匯總。清繪工區儲層及滲流特征的圖件(如構造、砂厚等)，同時建立以井點為源的模型信息庫。

(3) 流體特征參數。結合高壓物性(含原油、地層水)資料成果，架構起特征參數模擬模型。

(4) 滲流特征參數。包含毛管及相滲數據，進而結合生產動態，在計算模擬進程中微調擬合相滲。

(5) 動態參數預處理。前處理生產數據時，結合報錯調整非法步長，完善壓力、射孔。

2.2 流線模擬參數擬合調節

合理的參數設置可將模擬進程中的不收斂及平衡誤差故障降低，故結合經驗及報錯等對若干關鍵字進行調整。設置制約輸出結果，干預飽和度和壓力調節，交互式控制誤差及壓頻，反復調整增加默認平衡誤差，設置最大牛頓迭代次數，保證了模型計算進程的高效性。

2.3 流線模型歷史擬合

擬合階段設置定油生產，完成產油量擬合，同時以定壓邊界和定液注入井的方法確保流線計算的穩定性。

擬合步驟：①區塊擬合。計算過程結合非平衡法穩定含水的同時，給定壓—深關系模擬壓力系統，儲量自然擬合，模擬石油地質儲量為724.58×104t，同工區實際誤差為1.60%，擬合效果理想。同時，進行含水及產液的擬合，綜合含水擬合狀況較好，見水時間與產液的擬合效果也較好；②結合地質資料反復微調相滲、NTG及壓力等不確定參數，使單井最終擬合率增至83.10%，達到擬合精度。

3 剩余油分布規律

3.1 油藏流線分布與剩余油配置關系

靜觀2塊投入開發至今，共歷經5次重大調整，開發層系以及井網密度等變化使得模擬驅替進程當中的流線特征變化明顯。如1990至1991年第2次部署期間，為緩解油藏層間矛盾，以原二層系為基礎，將下層系進一步細分成2個開發層系，加密井網。從部署后期流線特征上看(圖1)，下層系水線推進明顯增強，主力片區掃油效率提高。

圖1 靜觀2塊不同開發部署期水驅注采流線分布

3.2 小層流線分布與剩余油配置關系

結合水淹等資料，隨機選取流線模型小層模擬結果，以檢驗剩余油與流線的配置關系。高含水層中，若干區域未貫穿流線或密集程度偏低，預測含水飽和度與水淹情況匹配度較高，印證了流線模型的合理性。結合井史資料分析，主力井區內，由于井網射孔不完善，若干層非正常剩余油富集，使得目的層進液不足。工區東北高部原油富集，為斷塊構造使水驅流線抬升范圍變窄造成，南部和西北片的富集油則由于斷層遮擋、干擾了掃油率造成。

3.3 井組流線分布與剩余油配置關系

工區各井組和剩余油有不同的配置關系和分布規律，疊加所有關系即構成整個注采系統和剩余油的配置關系。以上述模擬層為例，觀察各井組同剩余油的分布關系。

0017井注水流線呈傾向性聚簇狀偏南西(圖2)。從構造上看，距離該井北東向不遠存在斷塊的3號斷層，這種特殊的聚簇特征主要受控于斷層封隔作用，也正是由于該作用，使得此井組附近屋檐處有一定量剩余油賦存。

圖2 0017井組水驅流線及對應剩余油分布

由圖3可見，0002—0031井均分布于水下河道，且井距較小，注水驅替構成滲流優勢通道，水驅過程中，優勢流線簇構成橢圓狀水線，故井區北東部剩余油富集程度明顯高于南西部。

圖3 0002井組水驅流線及其對應剩余油分布

0022井是工區儲層傷害實驗選井，其注水域內儲層冷傷害嚴重，冷水驅替使原油敏感，溫度降低，析出蠟晶，將孔道堵塞，干擾水驅進程。從模擬結果看(圖4)，0022井水驅流線前緣以0.07 m/d的速度推進，但仍未在0012井突破，極高的溫度敏感性致使驅油速度受阻，井區周邊剩余油零星富集，尤其在未波及井周圍，剩余油存在連片富集態。

通過以上分析，將工區油藏仿真流線與剩余油的配置情況歸納為五大類：第1類為流線密集度較高的低剩余油飽和度分布；第2類為井網不完善造成若干小層的剩余油富集；第3類為構造條件差流線難以波及的區域剩余油富集；第4類為相控條件下層中矛盾突出造成的局部剩余油富集；第5類為高凝油冷采過程中溫敏效應導致流線波及受阻的剩余油富集。結合工區流線分布及與剩余油的配置關系，可以后續挖掘潛剩余油潛力區，以此可以提高油藏的最終采收率。

圖4 0022井組水驅流線及對應剩余油分布

4 結 論

(1) 結合流線數值模擬技術手段，研究分析高凝油油藏注采流線分布與剩余油的配置關系，明確出油及來水方向，找到當前注采流線未能波及的剩余油富集潛力區，為下一步調整現有注采井網、挖掘剩余油指明方向。

(2) 模型流線推進變化特征時間同層系調整時間吻合，隨機小層剩余油分布及水線推進規律匹配，總體擬合度高，最終流線模型合理。通過井組流線分布與剩余油配置關系分析，明確了剩余油分布與沉積、斷層以及溫度等多因素協同作用的關系，可進一步完善注采井網。

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編輯 姜 嶺

20151117；改回日期：20160106

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”之“復雜油藏剩余油分布預測”(2011ZX05009-003-03)；中國石油天然氣股份有限公司重大科技項目“沈84-安12塊高凝油油藏提高采收率研究”(QW08037005-3)

喻鵬(1987-)，男，講師，2008年畢業于黃山學院數學與應用數學專業，2014年畢業于中國地質大學(武漢)石油與天然氣工程專業，獲博士學位，現從事油氣田開發方面的教學和科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.02.019

TE319

A

1006-6535(2016)02-0081-04