油藏数值模拟技术在沾188块中的应用

王 勇岳 静

（1.胜利油田东胜公司 山东 东营 257000；2.胜利油田石油开发中心有限公司 山东 东营 257000）

1 油藏概况

太平油田沾188块地理上位于山东省东营市河口区太平乡境内，构造上位于义和庄凸起沾5高点的东北缓坡带，南接邵家洼陷,西为义和庄凸起主体部位，北为义北斜坡带和郭局子洼陷，东邻四扣洼陷。该区构造简单，总体上具宽缓的鼻状构造特点，区内无明显断层。其中主力含油层Ng下4、5砂组构造较为平缓，坡度小于2-3°，埋藏深度在1300米左右，北东低，西南高，Ng下4、5砂组各小层由凸起周边向主体部位层层超披覆在基岩之上，形成地层超覆圈闭。含油面积11.3km2，地质储量 1070×104t。 平均渗透率 1307×10-3μm2，平均孔隙度33.4%，属于较高渗透率、高孔隙度类型储层。地面原油密度分布在0.9712-1.0283g/cm3，平均值0.990g/cm3；地面原油粘度分布在485-22798mPa·s，平均值 8649mPa·s，属于稠油，平面上具有南稀北稠、东稀西稠的特征。地层水水型为NaHCO3型氯离子分布在2710-3678 mg/L，总矿化度5968-7313mg/L。油层温度为61.3℃，折算地温梯度为3.2℃/100m，原始地层压力12.9MPa，压力系数0.99，属于常温常压系统。

2 开发简况

2003年对沾188区南部按照380米方形井网部署试验井组，全部获得中产以上工业油流，其中沾47井和沾14-42井日产油达到10t/d以上，为该区全面开发奠定了基础。2004年进行产能建设，采用380×380m井网，利用天然能量开采。2008年日产达到高峰183t/d，年产油5.7×104t。自2008年以来含水逐渐上升，截止开展数值模拟研究调整前（2010.10）油井开井48口，日产油112t/d，平均单井日产油能力2.3t/d，综合含水77.6%，采油速度仅0.43%，采出程度3.95%。整体处于低产能、低速、低采出程度、中高含水“三低一高”阶段。

3 模型建立及历史拟合

因该块纯油区和油水过渡带、南区和北区的油井开发效果差异较大，因此建立了南区大井组模型进行研究，该南区大井组地质储量为274万吨。研究区第三系馆陶组直接超覆-披覆于古生界地层之上，地层沉积受古地形影响，从低部位向西部高点层层超覆，属河流相沉积，在建模过程中运用模型确定了超覆边界。在数据统计规律分析的基础上，采用高斯序贯随机方法，引用小层厚度作为协约束条件，以代替相约束控制属性空间变化特征，对测井解释的孔隙度进行空间内插和外推，建立三维孔隙度模型，采用序贯高斯协同模拟技术，用孔隙度模型进行约束，建立渗透率模型。平面上划分82×70个网格，每个网格的大小为25m×25m；纵向上划分5个层，包括3个砂层和2个隔层；模型共计节点数28700个。

在充分利用室内实验、现场监测资料的基础上，调整模型地质参数和生产参数进行了历史拟合，模型中设置生产井采用定液量的方式生产。运算结果显示，该区块地层压力保持水平较好。

区块整体日产液、日产油、含水率均达到较高的拟合精度，后期拟合精度好于生产初期；单井日液、日油拟合误差控制在10%以内，达到较高的拟合精度，如图1至2所示。

在此基础上模拟指导开发调整是可信的。

图1 日液、日油拟合图

图2 日油、含水拟合

4 模型应用

4.1 剩余油分布规律描述

1）平面剩余油

（1）受边水影响的部位剩余油饱和度较低

通过建立南区数值模拟模型研究了主力层的剩余油分布规律，从剩余油饱和度场图来看，如图3所示，油井主要受边水的影响，部分高部位油井受物性影响，其余地带剩余油饱和度较高，平均达0.54以上。

图3 平面含油饱和度分布

图4 纵向饱和度分布

（2）高部位因油水分异不彻底、物性差，致剩余油饱和度较低

（3）剩余油整体富集

因稠油渗流存在启动压力梯度，其动用半径小，井间含油饱和度高，剩余油整体富集。

2）纵向剩余油

历史拟合研究的剩余油饱和度场显示3个主力小层的剩余油饱和度都比较高，如图4所示，其中Ng下45层最高为0.55、Ng下46层最高为0.54、受底水影响Ng下51层为0.52。

4.2 指导井位部署

根据数值模拟[1]结果剩余油分布描述结果，选取剩余油较富集有利区域部署新井1口沾14-平1井。

模拟该井日液20t/d计算，至2012年11月累油7710。该井自投产以来平均日产液18.5t/d，平均日产油为10.6t/d，与数值模拟设计计算结果吻合程度高，进一步证明了油藏描述及数值模拟历史拟合结果的准确性。

2010年10 月以来，根据地质及剩余油研究成果，在该井区共计部署新井14口，通过数值模拟手段预测新井产能与实际生产情况接近。

4.3 指导修正模型

新井轨迹导入模型后，水平段不在模型内，通过地震构造趋势面约束等手段对地质模型进行了适当修正，使模型更为符合实际，满足了模拟需要。

4.4 指导措施制定

根据数值模拟结果，结合油藏生产动态分析，提出挖潜措施[2]，保证老区的稳产。高含水井沾14-241井封下采上。预计该井采取封下采上措施后，含水由90%降至30%，日增油2t，全年累增油500吨。高含水井沾14-22井补孔合采。预计采取补孔合采措施后，初期含水降低10%，日增油1t，全年累增油300吨。

4.5 指导注采调配

高含水井沾14-42井暂闭。该井在关井前含水高达96%。通过关闭该井，调整平面压力场分布控制边水推进速度，模拟结果可以看出该井暂闭后水线推进速度明显降低。

油水边界处油井沾14-平15井适当降参。降参后，水侵速度变缓，水侵量略有降低。

5 认识和总结

在精细油藏描述及地质建模基础上，结合生产动态开展油藏数值模拟研究，可以再现油藏开发历史，可以定量化的研究油藏剩余油分布，为新井井位部署、措施制定及注采调配等调整提供依据。

在下一步数模工具使用过程中，应重点强化数模在实际应用过程中采用的技术方法和应注意的问题，同时加强油藏数值模拟技术的研究工作，使其得到更为广泛的应用，解决生产问题。

［1］李允.油藏模拟[M].山东：石油大学出版社，1999.

［2］俞启泰.关于剩余油分布规律及综合挖潜[J].石油勘探与开发，1997，24（2）：46-50.