RMsimple軟件在高含水油藏中的應用—以胡10塊為例

李曉峰

（中國石化中原油田分公司濮東采油廠，河南濮陽 457001）

東濮凹陷胡10塊經過多輪次的井別互換、層系調整后，目前已進入高含水期，剩余油分布日趨復雜，整體高度分散、局部相對富集，常規的剩余油潛力認識方法已經不能滿足高含水期油藏挖潛的需要[1]，利用油藏數值模擬技術可以通過細分模擬層，進行精細油藏歷史擬合，從而實現全方位動態描述和油藏預測，是研究剩余油有效的工具和手段[2–3]。

1 概況

胡10塊位于石家集斷層上升盤，為石家集斷層、胡10斷層、胡10東斷層共同夾持的三角形斷塊，內部發育數條小斷層，主要含油層位為沙河街組三段（S3）下4–下6層，含油面積為1.0 km2，地質儲量97.00×104t，標定采收率為48.45%，孔隙度為19%～23%，滲透率為50×10–3～370×10–3μm2，屬中孔中滲復雜斷塊油藏。

胡10塊先后經歷了彈性開發階段、試注開發階段、注水開發調整階段及綜合治理階段。目前區塊單井平均日產油1.3 t，綜合含水93.4%，采出程度25.1%，自然遞減15.85%，綜合遞減11.11%，注水井6口，日注水量212 m3，累計注采比0.9。

RMsimple軟件是簡捷油藏管理分析系統的簡稱，基于油田成熟的數據庫基礎，綜合應用多種資料（包括地質、油藏、測試、工藝等成果），數字化描述油田區塊的動靜態特征，從而實現油田區塊的精細化跟蹤管理，科學地指導生產[4]。本文應用RMsimple軟件研究胡10塊剩余油分布規律，定量化描述剩余油潛力。

2 剩余油潛力研究

2.1 地質模型的建立和網格劃分

在精細地層對比及構造解釋的基礎上，利用沉積特征、測井、孔滲等資料建立研究區地質模型。胡10塊油藏縱向上分為3個開發層系21個流動單元，每一個流動單元就是一個模擬小層。平面上采用正交網格，網格劃分的基本原則是井位在網格的中心，每兩口井之間盡可能保證有2個以上的網格，將斷層處理成封閉邊界斷層。X方向66個網格，Y方向92個網格，網格步長20 m，Z方向（即縱向上）劃分至小層，即21個數值模擬層，數值模擬三維模型的總節點數為66×92×21，即127 512個網格。

2.2 歷史擬合及精度分析

歷史擬合的過程就是通過調整模型中井的參數使模型計算的動態生產參數與井的實際生產歷史相吻合，模型能較好地符合地下情況，歷史擬合的目的是完善和驗證油藏模型[5]。首先，對模擬區域內的儲量進行擬合，模型擬合得出的地質儲量為97.80×104t，擬合誤差在允許范圍之內；之后，對胡10塊油藏單井及全區進行了產油量、產水量及注水量擬合，擬合程度達88.5%，證明地質模型可信度較高，為下一步剩余油分布表征及調整挖潛奠定了基礎。

2.3 優勢滲流通道研究

受儲層非均質性的影響，以及多年的注水沖刷改造，中高滲油藏普遍發育優勢滲流通道，造成對應油井過早水淹，注水低效循環[6–7]。例如區塊內H10–4井組，注水后，H12–90井3 d后見水，水線推進速度45.0 m/d，高于開發初期水線推進速度（4.4 m/d），說明在H10–4井與H12–90之間已形成大孔道，注水短路循環嚴重。本文借助RMsimple軟件繪制單砂體注采流管圖（圖1），并對高滲條帶進行評分，從而更直觀地識別出胡10塊的高滲條帶共計16條（表1），為下步注采調整及注水技術政策提供可靠依據。

表1 胡10塊各層系高滲條帶統計

圖1為胡10塊S3下63小層的砂體流管圖，H10–4井、H10–19井、H12–90井長期注水；H10–19井注水，H10–22井水淹；H12–90井注水，H7–C17井見效；H10–4井注水，H10–10井、H7–C17井、H12–71井見效；H12–C72井2016年轉注下6小層，H10–22井、H7–C17井見效，井網內H10–18井2014年已故障關井。

2.4 剩余油潛力分析

剩余油分布規律是油藏開發過程中研究的重要課題[8–11]，是剩余油挖潛的有效保證，只有搞清楚剩余油的分布形式及規模，才能采取相應的挖潛措施，從而提高油田采收率。

2.4.1 剩余油分布類型

通過模擬各小層剩余油分布狀況，發現胡10塊剩余油分布類型主要有三種：非水驅主流線、構造高部位及斷層遮擋處（表2），其中構造高部位剩余油居多，主要分布在H10–22井到H10–18井的高部位，剩余可采儲量為9.64×104t，占總剩余可采儲量的42.5%，其次是斷層遮擋型剩余油，主要分布受斷層遮擋注入水難以波及的區域，剩余可采儲量為9.58×104t，占總剩余可采儲量的42.2%，非水驅主流線型剩余油主要分布在高滲條帶的側翼，剩余可采儲量為3.47×104t，占總剩余可采儲量的15.3%。

表2 剩余可采儲量分布狀況

2.4.2 平面分布特征

根據數值模擬剩余油飽和度分布圖，計算并繪制出胡10塊剩余儲量豐度疊合圖。結果顯示，油藏剩余油儲量主要集中在胡10塊中心區，中心區儲層物性好，砂體厚度大，剩余油儲量基數大；邊部砂體變薄，孔滲變差，剩余油賦存低，與區塊的低注高采井網結構相吻合，多呈孤立狀，因此胡10塊中心區是下步措施挖潛的主力區帶。

2.4.3 縱向分布特征

該區塊縱向上劃分為21個小層，由于層間沉積環境、滲透率、連通性的差異，各砂組剩余可采儲量差異大（圖2）。通過統計各砂體剩余油儲量，得出胡10塊總剩余可采儲量22.70×104t，主要分布在S3下5、下6兩套層系，占總剩余可采儲量的87.0%。

圖2 胡10塊各砂體剩余可采儲量統計

3 應用效果

在油藏數值模擬成果的指導下，胡10塊共部署側鉆井2井次：H10–C18井挖潛構造高部位剩余油，H7–CCC17井挖潛斷層遮擋處剩余油，初期日產油7.5 t；實施調剖2井次，井組日增油3.3 t，達到預期效果。

從S3下63小層剩余油分布圖可以看出（圖3），H10–19井與H10–22井之間已形成高滲條帶，通過數值模擬發現H10–22井附近剩余油飽和度仍有0.38，對H10–19井實施調剖措施，累計注調剖劑6 335 m3，調剖前日注21 m3（壓力4.1 MPa），調剖后日注20 m3（壓力19 MPa），對應油井H10–22井、H10–39井先后見效，增產效果較好。證明通過數值模擬研究，對剩余油分布的預測是比較可靠的。

圖3 胡10塊S3下63小層剩余油分布

4 結論

（1）首次將RMsimple軟件應用到胡10塊高含水油藏，更加直觀地、定量化地描述剩余油的分布特征，提高了剩余油挖潛的針對性。

（2）借助油藏模擬軟件，應用流管法共識別出高滲條帶16條，為井網優化調整及調剖選井提供了參考依據。

（3）胡10塊剩余油分布類型主要有三種：非水驅主流線、構造高部位及斷層遮擋處，主要以構造高部位型和斷層遮擋型剩余油為主，占總剩余可采儲量的84.7%。

（4）受沉積環境、物性差異、以及注水方向性等影響，剩余油在縱向上差異較大，主要分布在S3下5、下6兩套層系，占總剩余可采儲量的87.0%。為下步平面挖潛及層間調整指明了方向。