松辽盆地三肇坳陷肇州油田水平井区剩余油分析

罗中华,曹海涛

(1.中国科学院广州地球化学研究所，广东 广州 510640，2.大庆油田有限责任公司第八采油厂,黑龙江 大庆 163514)

2002年以来，大庆油田第八采油厂开展了大庆外围油田不足1m的葡萄花低丰度、超薄油层水平井开发现场试验。水平井区前期建模区块零散，精细油藏描述停留在地质建模进行水平井地质设计和导向方面，没有进行后续的数值模拟研究。随着水平井开发时间的延长，个别井已有含水上升较快的趋势，存在常规注水调整效果较差和部分井含水较高的矛盾。为了改善水平井开发效果，应用数值模拟技术对水平井区开发状况进行了分析预测，指导水平井高效注水开发。

1 油田概况

肇州油田XX区块区域构造位于松辽盆地北部中央坳陷区三肇坳陷肇州鼻状构造的西部，为一从东南向西北构造位置逐渐降低的斜坡。区块断层发育，共发育断层54条，断裂系统复杂，发育的众多断层将目的层切割成多个断块，形成多个油藏单元。

区块主要含油层位葡萄花油层，属于白垩系下统姚家组一段，油层埋藏深度1200 m，油层厚度12～22 m，为一套夹持在大段黑色泥岩中的砂泥岩组合，主要为三角洲外前缘席状砂沉积。共分5个小层，地层厚度由北至南逐渐减薄，平均单层砂岩厚度1.5 m，平均单层有效厚度0.6 m；葡萄花油层平均有效孔隙度19.8%，平均空气渗透率98.2×10-3μm2。

区块含油面积XXkm2，动用地质储量XX104t，2003年9月陆续投产，共有开发井XX口，其中直井XX口，水平井XX口，直井正常井距300m。投产初期直井平均单井日产液3.7 t，日产油3.6 t，综合含水5.5%；水平井平均单井日产液16.0 t，日产油14.8 t，综合含水7.6%。2008年底，直井平均单井日产液2.0 t， 日产油1.6 t，综合含水22.8%；水平井平均单井日产液9.0 t，日产油6.3 t，综合含水30.4%，有3口水平井综合含水大于80.0%；区块采出程度8.5%。

2 水平井数值模拟及剩余油分析

2.1 水平井数值模拟

水平井段局部网格加密方法。国内外的研究表明，水平井渗流等势面是以水平井两端点为焦点的旋转椭球面，其中在计算水平井产量的时候，大多假设水平井在平面上为椭圆流动，它的泄油区表现为一个椭圆。

油藏数值模拟计算量很大，因此在模型建立过程中，需要对精细地质模型进行粗化，以此来提高模型的计算速度。但是模型粗化后，对于流体在模型中的流动，将变得不是很精确。如果使用局部网格加密技术，就能够有效的解决这个问题。通过对目标区域进行网格加密，使目标区域的流体分布和精细模型一样精确，远远高于粗化模型。同时，使用局部网格加密方法，在油藏模型计算时的总网格数远远小于精细模型。

根据对水平井的渗流特征认识，在油藏数值模拟过程中，为了能更加准确的描述水平井近井筒附近的剩余油分布和渗流特征，采用局部网格加密方法对油藏地质模型的水平井周围进行网格加密。如图2所示，虚线圈内为水平井椭圆流动区域，实际的加密区域大小采用以R为半径的两个半圆加上中间一个矩形，如图黑色实线区域，R取井区的油水井间距为300 m。

考虑水平井井筒内摩擦。研究表明，在水平井的生产过程中，当地层流体流入水平井筒后，由于沿水平井筒的摩擦压降，井筒内的压力并非处处相同，水平井筒趾端的压力要高于水平段的跟端，并且当水平井筒段长度较长时，井筒内摩擦压降对产量的影响较大。

在ECLIPSE数值模拟器中，采用关键字WFRICTNL来定义在局部加密网格中水平井段的摩擦，以更加精确的模拟井筒内的流动状况。

2.2 数值模拟模型初始化

粗化网格设计。油藏数值模拟结果的准确与否，很大程度上取决于粗化后的粗网格模型能否真实反映原模型的地质储层及流动响应特征。粗化模型的设置，包括平面网格设置和垂向网格设置。在设置过程中，要以工区储层和油藏分布的特征以及油藏数值模拟的要求而定，遵循以下原则：①小的网格规模；②网格平行于流动方向；③精确描述断层边界；④尽量保持正交性，区块数值模拟的地质模型采用Petrel粗化后的模型，粗化网格平面二维网格步长60 m×60 m，纵向网格考虑含油砂层、主力产层等因素，按沉积单元划分为7个模拟单元，合计90×138×7=86940个网格。为了研究近水平井段生产动态及剩余油分布情况，在数值模拟过程中，对18口水平井的水平井段进行局部网格加密。在原井网网格的基础上，作2×2网格加密，加密区域定义为离井筒射孔位置，半径为300 m的区域。

属性粗化。净毛比模型、孔隙度模型、饱和度模型均为标量，主要应用算术平均法和均方根法进行粗化。其中，净毛比采用体积加权，孔隙度采用体积和净毛比加权，饱和度采用体积、净毛比和孔隙度加权，从而使粗化的模型能够真实反映原模型的地质特征及流动响应。

对于渗透率而言，它是一个矢量，变异性强，有效渗透率不仅在静态下是不同的，而且在不同的方向上渗透率也不同。一般不能用简单的平均法粗化，本次粗化应用Flow Based Tensor Upscaling粗化算法。在X、Y、Z方向上边界压力为线性变化的条件下，利用有限元法，求出精细网格单元的压力场，并且通过压力解算到相应的粗的单元上。如果设定两个单元中平均流体速度相同，那么，就可得到方程式，求取X、Y、Z三个方向的粗化渗透率模型。

2.3 油藏动态历史拟合

参数敏感性分析。为了提高拟合效率和精度，采用Mepo软件(多目标环境下的并行优化系统)进行辅助历史拟合。它的历史拟合过程是以实验设计方法和最优化算法为指导，可以实现比人工试凑更高效、更合理、更准确地确定敏感参数，并求得这些参数的最优值。既提高了利用油藏动态和测试资料反求油藏参数的可靠程度，同时也提高了历史拟合的工作效率。

采用Meop软件对全区历史拟合不确定参数作敏感性分析。分别取不确定参数如表1所示。

表1 不确定参数分析数据表

模型模拟控制方式为定井产液量方式生产，设定模型拟合目标对象为全区产油量、全区产水量以及全区含水率。

通过Meop软件设计Latin Hypercuber(拉丁超立方)采样20次和Evolution Strateg(进化策略)迭代20次。通过一个全局变量来体现模拟的拟合程度，其中全局变量值越小，说明模型拟合的准确度越高。通过参数敏感性分析，确定参数选取不同系数时对应的全局变量值，根据较小的全局变量值来确定各参数应该选取的数据范围。

图1 各不确定参数对全区含水率拟合的敏感性分析

由图1可知，PERMX、PORO、Sw与全区含水率拟合存在正相关的关系，PERMY、ROCK与全区含水率拟合存在负相关的关系，同时它所对应的值越大说明敏感性越大。以PERMX参数为例，说明随着油藏x方向渗透率的增大，全区含水率拟合误差相应的增大；它的值越大，对应的敏感性很大，说明在调整参数时，改动PERMX参数的大小所引起的全区含水率的误差变化较大。确立的各不确定参数对模型的敏感性，为历史拟合过程中的模型参数修改提供了有利的依据。

历史拟合结果。区块动用地质储量为XX×104t。模型计算结果为XX×104t，相对误差1.8%，单井含水拟合率为91.9%。拟合效果较好，符合油藏数值模拟要求。

通过对全区的地质模型的地层渗透率等参数的修改，完成区块生产历史拟合，得到拟合结果有：区块日产液、累产液、日产油、累产油、日产水、累产水、含水率等拟合曲线，以及单井生产产油及含水率曲线。

2.4 油藏剩余油分布

剩余油的纵向分布规律。通过数值模拟计算，得到各分层的初始储量、剩余储量、累计产油量、采出程度、单层目前采油速度及单层目前井含水率等结果。根据各小层模拟剩余油结果，对高含水水平井进行了分段剩余油分析。

从采出程度看出，PI41层和PI22层的采出程度较高，说明这两个小层的开发井注采关系对应较好，水驱程度好于其他各层。剩余油的分布受储层原始储量的影响，主要分布在主力小层和次主力小层中，其中主力层PI41油层最多，占剩余储量的48.01%，其次为PI22层、PI3层、PI42层。从采由速度看， PI41层和PI22层的采油速度较高。根据区块的纵向上剩余油分布情况，确定下一步挖潜的主要目的层仍然是油藏主力层PI41层。

剩余油的平面分布规律。根据沉积相的划分，分别计算河道砂、主体砂、非主体砂等各沉积相类型的初始储量、剩余储量、累计产油量及采出程度。分析各沉积相单元的累产油及剩余油情况，原始储量最大的主体砂累计产油量最大，占总采出量的67.75%；从各沉积相采出程度来看，从大到小依次为河道砂、主体砂、非主体砂。储层物性好，采出程度高的河道砂区域，受原始储量大的影响，普遍剩余储量较大。主体砂虽然物性较好，累产油量较大，但是采出程度相对较低，剩余储量最大，是下一步挖潜的主要方向。非主体砂区域的剩余储量都最小。

3 综合调整方案优化

3.1 合理开发策略优选

合理注采比优选。为了制定下一步的合理的开发调整策略，对后期的注采比进行数值模拟预测研究，从而确定一个较合理的注采比。

根据不同注采比，设定7套方案，注采比分别为1.0、1.1、1.2、1.3、1.4、1.5、1.6，预测30年。当注采比为1.2时，累计产油量最高。因此，在对于后期开发的合理注采比应选择为1.2。

水平井组周期注水周期优选。对含水较高的州62-平61和州66-平61井组，采用周期注水的方法来控制两口水平井的含水，以达到控制含水上升的趋势。

根据油田生产实际情况，对州62-平61井和州66-平61井组，分别设定6个方案实行周期注水，分别为注4月停4月、注8月停4月、注3月停3月、注3月停6月、注6月停6月、注6月停3月。在注采比为1.2的情况下，预测不同方案下州62-平61井和州66-平61井的生产情况。

预测含水率超过90%的井将自动关井，对于不同的周期注水，州62-平61井都将在预测期内关井；而州66-平61井在采用注8月停4月和注6月停3月周期注水时，将自动关井。注水3个月停注6个月时，两口水平井的累产油量都最好，同时含水率为最低。因此，在注采比为1.2的情况下，对高含水井州62-平61井和州66-平61井组采用注水3个月停注6个月的周期注水时，效果最好。

合理生产压差优选。在确定了全区的合理注采比后，分别对水平井和直井的生产压差界限进行优选，分别设定生产压差为1～20MPa，进行预测。由预测结果可知，在注采比为1.2下，最优的水平井生产压差为8 MPa，直井的生产压差为17 MPa。

3.2 综合调整方案优化

根据区块油藏剩余油分布研究分析，制定不同的综合调整方案，结合基础方案进行预测对比。具体的对比方案设计如下：

基础方案：在目前生产条件下继续生产，预测30年与其他方案对比。

方案1：在目前注采系统基础上，仅调整注采比为1.2；补孔3口水平井、酸化3口井、堵水2口井。

方案2：在目前注采系统基础上，转注7口油井、补孔3口水平井、酸化2口井、压裂3口井、堵水2口井、补钻2口水井；调整注采比为1.2；对州62-平61井、州66-平61井组实行注水3月停注6月的周期注水。

各方案生产方式：油井含水达到90%自动关井；注水井最大流压限定30 MPa。

各方案预测结果如下：

基础方案：在目前基础上维持现状继续生产，预测30年，采出程度29.7%，综合含水81.9%。

方案1：预测30年，采出程度31.3%，综合含水88.4%。

方案2：预测30年，采出程度31.7%，综合含水88.0%。

通过方案预测的累计产油量可以看出，方案1和方案2都比基础方案的累计产量有所提高，说明对部分井进行补孔、压裂酸化和堵水可以取得一定效果；其中方案2比基础方案，采出程度提高2个百分点，效果最好，说明通过油井转注可以改善井网注采系统，提高储层动用程度。推荐方案3为下一步调整方案。

4 结论

1)在水平井数值模拟过程中，采用局部网格加密方法和考虑水平井筒内摩擦的方法，更加精确的描述近水平井筒区域的剩余油分布情况。

2)应用Mepo软件对油藏敏感性参数进行分析，为油藏开发研究和数值模拟预测提供依据，提高了分析和研究的效率。

3)区块油藏剩余油储量在纵向上，主要分布在主力层PI41和次主力层PI22层中，平面上剩余油主要分布在主体席状砂中。

4)根据剩余油分析结果，确定局部区域井的转注、补孔、压裂酸化、堵水措施，进行措施方案设计、预测及优选；并优选后期合理注采比为1.2，优选高含水水平井组的周期注水的合理周期，对区块进行综合调整方案优化。

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