靖邊張家溝示范區數值模擬技術研究

王國庫 夏長元 程銘(哈爾濱石油學院，石油工程學院, 黑龍江 哈爾濱 150028)

靖邊張家溝示范區數值模擬技術研究

王國庫 夏長元 程銘(哈爾濱石油學院，石油工程學院, 黑龍江 哈爾濱 150028)

對油藏工程師而言，數值模擬給動態分析提供了一種快速、精確的綜合性方法；對管理者而言，數值模擬提供了不同開采計劃的比較結果;對尚無經驗的工程師而言，數值模擬則是有效的培訓工具。

油藏數值模擬；動態分析；非均質油藏；開發方式

1 引言

通過在巖相約束下的屬性模型可以看出，靖邊張家溝示范區整個研究區長611內油層具有非常好的連續性，在縱向上油層呈層狀分布。沉積相控制井間地質屬性預測能夠充分體現相內的相似性、相間的差異性和相內儲層性質的變化，可直接應用于油藏數值模擬。

2 生產指標歷史擬合

孔隙度、凈毛比等數據來源于解釋及觀測的數據結果，其可信程度相對較高，在歷史擬合過程中盡量不做調整或根據實際模型的質量做微量調整；滲透率、原始含水飽和度、KH值及表皮系數做為可調參數，這些參數在測量過程中受多種因素的影響，具有很大的不確定性，在歷史擬合過程中可根據實際情況進行調整。

經過歷史數據擬合，綜合分析各項相關參數，對模型進行多次調整，其單井擬合率達到80%以上，符合程度較好。經過歷史擬合的地質儲量為154.5985×104m3，根據相關資料知本地區地質儲量為131.71×104t(約為156×104m3)，模擬與計算的儲量誤差在允許誤差3.0%內，表明所建立的地質模型可以作為開發方案模擬預測的基礎。

模擬末期單層累計產油量模擬末期單層階段采出程度(%)

模擬區域內，從累計產油量和動用狀況上看主要集中在長611(1-10層)的中下部(油水井射孔層位集中部位)，其它層位動用相對較差，與該區域地質及開發認識吻合較好。

為了提高對研究區剩余油分布的認識，利用模擬輸出成果繪制了研究區域內15個模擬層的剩余油飽和度分布圖，可在平面和縱向上直觀體現目前剩余油的分布特點，有效評價油藏不同部位動用情況及剩余油分布狀況。

3 方案設計及指標預測

根據現有的精細地質研究成果、井網狀況及數值模擬剩余油分布特點，設計五套調整方案，并利用數值模擬方法對實施效果進行了預測：

方案一：用現有油井的生產資料，根據井組內所有油井最新的產液量的總和，作為注水井的日注水量。其中，多項受益油井采用劈分方法得到其在某一井組的值。從布置井網考慮在靖31094-01和靖32094-01之間加一口油井，坐標為(36596751.31，4136955.97)。

方案二、三、四、五：從注水量上調整，根據模型模擬的末期含油飽和度分布圖，選出所有在射孔段層位含油飽和度分布比較高的井組，對這些井組計算孔隙體積，然后分別乘以系數0.5、0.8、1.5、2.0，得到的數值作為此注水井的注水量。

從模擬日產油量上來看，與基礎方案相比，除方案二以外其余方案在短期內日產油量均有一定增加，方案五增加的幅度最大，但是方案五的含水上升也最快。

4 預測方案實施效果及建議

油藏開發初期沒有注水井，油井投產后，產量遞減速度快，天然能量不足，地層壓力下降快，影響了油田開發效果。

從方案的實施效果上也反映出目前油藏的整體能量匱乏，通過加強注水可在整體上提高油藏的產油和產液能力，從而改善油田開發效果。具體措施如下：

(1)從整體上應該適當加大注入強度，恢復地層壓力，保證油井的產液能力。

(2)根據連通油井的產液及含水狀況，有針對性地調整相關注入井的注水量，在提高井組產液能力的同時，調整液流方向，提高低含水井的產液能力。

(3)根據現有的井網及剩余油分布情況，可適當增加點狀采油井和注水井。