低滲透油藏剩余油刻畫及數值模擬技術研究

張鵬剛，張永平，鄒勝林，趙 輝，吳建彬，賀艷玫

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

低滲透油藏剩余油刻畫及數值模擬技術研究

張鵬剛，張永平，鄒勝林，趙 輝，吳建彬，賀艷玫

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

低滲透油藏尤其是特低滲透油藏，其低滲特性導致油層的傳導能力很差，油井產能低，而且由于裂縫普遍發育，地層非均質性較強，治理難度較大，油田的穩產和剩余油挖潛逐漸成為油田生產的主旋律。數值模擬技術是用于油藏研究及油田開發的一項成熟、有效技術。本文利用數值模擬技術對處于中后期特低滲透油藏展開數值模擬跟蹤預測和剩余油挖潛研究，為油田高效開發提供科學依據。

特低滲；數值模擬；剩余油；加密調整

1 低滲透油藏數值模擬研究

1.1 滲透率參數場調整，精準油藏實際動態與模型契合度

滲透率模型一般采用電測解釋滲透率數據，對低滲透油藏經過壓裂改造使近井區域滲透率增大，遠離井筒地區滲透率逐漸變小的現狀，充分應用試井資料，統計其內在的規律，采用滲透率徑向遞減法進行等效處理修正滲透率模型（見圖1）。油井動態特征顯示，隨著壓裂半徑的增大，改善效果變差，從井底由近及遠參與流動的儲層最小孔喉半徑逐漸增大，形成從井底由近及遠有效滲透率逐漸降低。

其中在三疊系D6區A2油藏歷史擬合中，應用試井技術解釋該區的儲層，首次選用了垂直裂縫模型、均質地層模型、徑向復合地層模型進行解釋。通過徑向復合模型解釋，近井區滲透率（1.0～100）×10-3μm2，近井區外滲透率（0.1～10）×10-3μm2，近井區半徑 50 m～300 m，可作為滲透率局部調整的依據。通過60余次井底附近傳導率調整和模擬計算，對110余井次的單井壓力進行了擬合，調整局部傳導率符合井底滲透率高，向外逐漸減小的規律，調整倍數絕大部分近似圖2。可見，這一調整結果與試井解釋模型和試井解釋滲透率相一致。

圖1 網格傳導率調整模式示意圖

圖2 三疊系D6區A2油藏滲透率調整

1.2 裂縫區域網格加密，擬合油藏實際動態

對于低滲透油藏，在壓裂微裂縫形成后，相對滲透率曲線必然發生變化。水相滲透率有增加的趨勢，而油相滲透率降低明顯，等滲點與原始滲透率相比明顯右移，對開發動態表現出具有明顯裂縫特征的儲層，采用網格加密等效處理技術，在加密網格處存在裂縫部位單獨使用一條相滲曲線，可更好的反映出微裂縫的滲流規律（見圖3、圖 4）。

初始地質模型一般是在綜合分析油藏地質特征的基礎上建立起來的，主要以靜態資料為基礎，數值模擬還要通過生產歷史擬合對模型參數進行部分調整，使地質模型更加符合油藏實際。三疊系油藏構造簡單，孔隙度變化相對較小，測井解釋的孔隙度、含油飽和度比較可靠，因此構造模型、孔隙度模型、流體分布模型可靠，基本不做修改。通過大量的擬合結果分析，在三疊系特低滲透油藏，對儲層及流體相對敏感的參數主要為滲透率、有效厚度、相對滲透率曲線。儲層高壓物性、巖石壓縮性以及流體物性基本不作調整，所作調整必須有一定的物理意義作為支撐。滲透率在任何油田都是不定參數。這不僅由于測井解釋的滲透率值與巖心分析值誤差較大，而且根據滲透率的特點，井間的滲透率分布也是不確定的。因此對滲透率的修改，允許范圍較大。

有效厚度：油層測井解釋的有效厚度與取心井資料對比，最高誤差達30%左右，因此有效厚度的調整范圍不應超過30%。相對滲透率曲線：由于油藏模擬模型的網格粗，網格內部存在著嚴重非均質，其影響不可忽視，這與均質巖心的情況不同。因此相對滲透率曲線應看作不定參數。在擬函數的研究中，給出了較好的初始值，但仍允許做適當修改。

2 建立油藏模型，三維量化剩余油分布

定性或定量研究特低滲透油藏的剩余油分布規律，是改善處于中后期油藏開發效果的一個有效途徑，三維地質模型是油藏數值模擬的最終成果，它能表征儲層特征及剩余油在三維空間上的分布和變化。通過對油藏平面和剖面上剩余油飽和度的定量研究，最為形象和直觀地再現油水在地下的運動以及剩余油在儲集空間的分布情況，從而準確界定有利區的空間位置及其分布范圍，直接為油藏加密調整和剩余油挖潛提供直接的理論依據。

你的上司給你提出一些不合理要求，你無法拒絕。你與同事爭吵不休，因為你認為他總是拒絕你的提議。你的老板在會議上諷刺挖苦你和其他管理者。客戶經常向你的團隊提出無理要求。這些都是溝通難題。

（1）在姬源油田D48區A6低滲透油藏的精細描述中，采用Petrel軟件建立油藏三維模型后，通過歷史擬合研究計算，得到D48井區剩余油飽和度及剩余儲量（豐度）分布，可以看出剩余油主要集中分布在油藏西南部及東部。西南部剩余油主要為團塊狀，分布于采油井間、注采不完善區域；東部剩余油呈北北東-南西西向條帶狀展布。

（2）在三疊系D6區A2油藏數值模擬中，發現該區平面剩余油分布主要受沉積微相、裂縫發育影響及注水開發兩個方面的影響。東部裂縫發育區，注入水沿裂縫突進，形成水流優勢通道，剩余油呈條帶狀分布在裂縫側翼（見圖5）。

從數學模型看出，三疊系D6區A2油藏剩余油在注采井之間，注入水突進部位，物性相對較差的兩側是剩余油的富集區。油藏剩余油分布主要受物性參數場和注采特征控制。

（3）在三疊系T3區V2油藏的研究中，發現該區構造相對平緩，井網較完善，剩余油大片分布。油藏經過大規模壓裂投產，油藏存在大量天然微裂縫和人工裂縫，平面上注入水沿主應力方向突進，主向油井大量見水或水淹，因此，剩余油分布主要受油田注水開發、油藏微裂縫及人工裂縫發育和延伸情況的影響（見圖6、圖 7）。

圖3 裂縫區域網格加密

圖4 三疊系T3區V2相滲曲線

圖5 三疊系D6區A2油藏剩余油平面、剖面分布圖

圖6 三疊系T3區V2油藏平面剩余油分布圖

圖7 三疊系T3區V2油藏剖面剩余油分布示意圖

圖8 三疊系特低滲透油藏剩余油分布規律示意圖

圖9 三疊系D6區A2油藏加密調整方案虛擬井設計示意圖

從圖7中可以看出油藏剩余油主要分布在注采井之間；注入水延裂縫或高滲帶突進的區域，剩余油主要分布在裂縫兩側和物性差部位。

應用數值模擬技術，結合油田注采開發、油藏構造、儲層非均質性、沉積微相等油藏描述參數，總結出三疊系特低滲透油藏的剩余油主要分布在微構造高部位和弱水驅方向、水線側向及井間分流線附近（見圖8）。

圖10 D48區A6油藏加密調整方案虛擬井設計示意圖

3 加密調整數值模擬跟蹤

利用油藏數值模擬技術在建立三維可視化油砂體剩余油分布模型后，結合其他資料對于開發中后期的特低滲透油藏，通過在模型上對剩余油受控因素的分析及分布狀況的準確預測，提出相應的調整及加密措施意見。

（1）針對三疊系D6區A2油田高油飽形成原因不同，設計井網加密方案4套，其中井組加密2套，整體部署加密2套，共設計部署井18口（見圖9）。

加密初期，井位網格含油飽和度平均為42%，預測至2020年12月，網格含油飽和度平均為35%，加密區域含油飽和度有所降低。

按現行井網預測至2020年12月，該區域日產油17.9 t。加密后預測至2020年12月，該區域日產油為28.1 t，加密井網累積產油量比不加密井網多2.18×104t，而加密井網含水率為75.7%，不加密井網含水上升率為74.1%。

（2）針對三疊系T3區V2D6區A2油藏剩余油形成的原因和分布特點，在模型上按照單井加密、雙井加密的方式，在油藏東北部設計井網加密方案2套，和未加密的原油井網進行跟蹤預測。

從數值模擬結果來看，未加密、加密一口井和加密兩口井三種方案模擬結果顯示，方案二（加密兩口井）日產油量最高，且在2018年遞減減小（斜率變緩），而綜合含水三種方案相差不大，累計產量，雙井加密高于其他兩種方案，采出程度雙井加密最好，綜合考慮，加密兩口井為最優方案。

（3）D48區A6油藏東部由于注采井網不合理，容易形成死油區，剩余油富集。該區注水見效主要是沿微裂縫發育方向，水竄后也存在大量剩余油。在數學模型上，對D48區A6油藏開展模擬開發，共設計加密井12口，并和未加密進行對比（見圖10）。

方案預測從2015年開始，預測期末2020年12月，預測期限為五年。到預測期末，加密方案和不加密方案運算結果。加密區累積產油：2015年2月：0 t；2015年3 月：295.619 596 t；2022 年 3 月：21 582.36 t。

4 結論和認識

（1）三疊系特低滲透油藏受儲層特征變化影響，水驅優勢方向、層段矛盾加劇，水驅油效率下降，平面、剖面剩余油分布較為復雜，控水穩油、剩余油挖潛難度大。

（2）對于三疊系A6、D6區A2等特低滲透油藏來說，由于裂縫發育，導致平面水驅不均，沿裂縫（主應力）方向油井含水上升，側向井液量下降，產能損失較大。

（3）三疊系T3區V2油藏井網較完善，剩余油大片分布，但油藏經過大規模壓裂投產，油藏存在大量天然微裂縫和人工裂縫，平面上注入水沿主應力方向突進，主向油井大量見水或水淹，因此，剩余油分布主要受油田注水開發、油藏微裂縫及人工裂縫發育和延伸情況的影響。

［1］ 胡文瑞.鄂爾多斯盆地油氣勘探開發理論與技術［M］.北京：石油工程出版社，2000.

［2］ 何自新，等.鄂爾多斯盆地演化與油氣［M］.北京：石油工程出版社，2003.

［3］ 李道品.高效開發低滲透油藏的關鍵和核心［M］.北京：石油工程出版社，2001.

TE327

A

1673-5285（2017）07-0068-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.07.015

2017-06-05

張鵬剛，男（1982-），油田開發地質工程師，2005年畢業于西安石油大學，理學學士學位，主要從事低滲透油藏的精細油藏描述工作，郵箱：zpg_cq@petrochina.com.cn。