黄骅坳陷小集油田官979-官975断块油藏数值模拟研究

张家良，许恩爱，夏国朝，郑泰山，张菊芳

（中国石油大港油田分公司第三采油厂，河北沧县061035）

目前，我国大多数注水油田已进入高含水、高采出程度开发后期，剩余油挖潜难度大，稳产形势严峻［1-4］。本文以黄骅坳陷孔店构造带南端小集油田为例，通过对孔一段枣Ⅱ-枣Ⅳ三个油组进行精细油藏数值模拟研究，寻找剩余油分布规律与单砂体产能评价研究进行断块潜力挖掘。对可调整产能单元的单砂层一方面完善注采井网，提高水驱控制程度；另一方面对水淹油层复查，提高油层利用程度；同时将分层注水与调剖封堵高渗透层，提高油层动用程度。通过制定合理的挖潜措施，提高复杂断块油藏剩余油挖潜，油田产量逐步上升，现日产油增加514 t。小集油田精细油藏数值模拟及挖潜措施对其他复杂断块剩余油挖潜具有一定的借鉴意义。

1 研究区概况

小集油田官979-官975断块位于黄骅坳陷孔店构造南端的小集构造中部，呈北东南西向展布的地垒，为构造-岩性油气藏，主要含油层系为孔一段枣Ⅱ-枣Ⅳ三个油组，含油面积3.2 km2（图1），占整个小集油田含油面积的25.7%，探明地质储量1138.27×104t［4-6］。研究区经历了全面投入开发产量上升、开发调整产量递减及综合治理产量回升等三个开发阶段。2010年以来油田进入开发后期，主要面临三个方面的问题：①高含水、高采出程度复杂断块，剩余油分布规律认识不清；②注采井网欠完善，影响了区块开发水平的提高；③层间矛盾逐步加剧，油层动用程度下降。

图1 小集油田官979-官975断块区块构造

2 油藏数值模拟研究

油田开发后期研究的实质就是剩余油分布规律及开采方法的研究［5-6］，小集油区开发单元为层状单砂体，油层不存在脱气现象，属于低饱和压力油藏，依靠人工注水和天然能量驱动两种方式开发。本次研究采用Eclipse数值模拟软件油水两相黑油模拟器进行剩余油分布的研究［6-7］。

2.1 建立油藏数值模型

在油藏地质模型研究的基础上，从Petrel建模软件中直接输出粗化模型，纵向上以单砂体为单元，平面上网格大小约为20 m，其它高压物性数据、相渗数据等直接应用该断块该层系实验数据，时间单元以月为单位，确保模拟时能满足因生产中层位和频繁作业对时间步的要求。完成的3个断块，共模拟单砂体数38 个，涉及网格数3462 个，模拟井数120口，模拟时间856个月。

2.2 进行历史拟合

针对复杂断块油藏此次油藏数值模拟拟合原则有三个方面：第一，逐井逐层分析注采关系及液流方向进行重点拟合；第二，对开采时间长、注采量大的井进行重点拟合；第三，重点对高含水开发后期进行历史拟合［6-11］。

研究区全区压力拟合合格率为79%，单井压力拟合合格率为80%，拟合效果良好。全区压力拟合基础上进行研究区综合含水拟合，初期全区综合含水拟合由于生产情况不稳定，拟合误差较大70%，后期生产情况稳定拟合误差减低为1.1%。全区综合含水拟合基础上进行研究区单井含水拟合，单井含水拟合平均误差为2.3%，拟合精度较高。生产历史拟合是将数值模拟计算的开发动态与油田实际生产进行比较，依据油田实际资料，通过调整参数，使数值模拟动态与实际动态吻合，实现模拟动态能够真正揭示剩余油分布的目的。

2.3 剩余油分布规律

（1）断层遮挡作用形成的剩余油。油区内各断块之间的断层基本上都是封闭的，且断层多为拉张性正断层，断层呈不同程度的上倾，从而形成水洗不到的区域，形成剩余油富集区［12-15］。另外，由于断层的封隔遮挡作用，地下流体因不易流动而形成滞留区，这种区域的剩余油饱和度高。

（2）注采井网不完善形成的剩余油。研究区已进入高含水开发阶段，但受复杂断块与河流相沉积储层特点制约，部分断块注采井距偏大、注采连通程度低，现有井网难以实现有效水驱。同时，局部井网不完善以及套损套变等问题导致油井单方向受效，有采无注，甚至是无注无采区，不能形成有效注采关系，开发效果变差，致使油层得不到动用、注水见效差。

（3）层间差异形成的剩余油。纵向上由于沉积相带差异，各砂体物性差异大，存在层间干扰，造成同一口井，物性差的层采出程度低，形成剩余油富集区。统计发现，纵向上87.9%的剩余油仍主要集中在主力单砂体内。因此，主力层层间剩余油仍是下步挖潜的主要方向。

3 综合调整方案研究

由于小集油田属复杂断块油藏，断块内部断层非常发育，储层变化规律性差，因此，需要分步实施调整工作，边实施边总结边完善边调整，提高成功率。通过单砂体合理井网密度评价、单砂体产能评价及数值模拟技术潜力评价研究，确定可调整产能单元中的可采单元，通过老井措施与部署新井相结合，滚动增储与产能建设相结合，以经济效益为中心，以最大限度提高水驱控制程度，提高最终采收率为目的。

3.1 单砂体合理井网密度评价

由前苏联学者谢尔卡乔夫提出井网密度与原油采收率的谢氏公式表明［16-17］，随着井网不断加密，最终采收率也将随之增大，但油田开发投资必将增大，当增加采收率的产值与油田投资总额相等时的井网为极限井网密度，只有小于极限井网密度才为合理的井网密度。

应用极限井网密度和合理井网密度公式计算，通过曲线交汇可以计算出各砂层的合理井网密度，折算出合理井数，合理井数与实际井数差值越大，说明目前井网越不合理，储量控制程度低，为潜力砂层，适合作进一步的加密调整［18］。根据合理井数与实际井数差值判别是否可以调整，合理井数和实际井数之差大于0，为可调整单砂层。

通过对官979-官975断块102个单砂体进行合理井网密度评价，可调整砂层个数为39个，占总砂体数38.2%，储量为958.1×104t，占总地质储量的64.0%（表1）。

3.2 单砂体产能评价

由产能单元划分结果经济评价表明内部收益率为12%，经济上为合理，因此，定义单层日产大于1 t的井区为可调整产能单元，单层日产小于1 t的井区为不可调整产能单元。根据单砂层是否具有可调整产能单元划分单砂层是否可调。可调整单砂层即井网密度评价具有可调整潜力的单砂层可调整潜力区具有可调整产能单元的单砂层。

官979-官975断块孔一段枣Ⅱ至枣Ⅳ油组多个井网密度评价具有潜力的单砂层，经产能评价全部为产能评价的可调整单砂层，就单砂层而言，平面上产能高的井区主要分布断块北部断层附近和南部部分井区，平面上分布差异较大（图2）。

表1 单砂层井网密度潜力分析

图2 官979-官975断块枣Ⅲ油组单砂层产能单元分布

3.3 数值模拟技术潜力评价

应用Eclipse数值模拟软件，在油藏地质模型研究的基础上，纵向上以单砂层为单元，时间单元以月为单位，进行储量拟合、油藏综合含水的拟合、单井生产历史拟合，形成压力分布、剩余油饱和度分布、含水分布模型。根据剩余油饱和度大小划分为可采单元和不可采单元。大部分单砂层井网完善的井区剩余油含油饱和度25%左右，但是未动井区含油饱和度接近原始含油饱和度，应用数值模拟技术无法纵向筛选潜力，只能作平面筛选。应用此方法对合理井网密度评价及产能评价得出的有利单砂层的平面有利区域进行评价，为可采单元的，确定为最终可调整潜力。

综合评价确定如官938断块10个单砂层为下步调整的目标，各个单砂层均具有“四高一低”的特点，即剩余油含油面积高、地质储量高、单井产能高、砂体连通程度高、储量控制程度低、采出程度低的特点（表2）。

4 实施工作与效果分析

本次研究应用油藏数值模拟研究成果、合理井网密度评价与单砂体产能评价分析，针对研究区剩余油分布规律，从以下三个方面开展工作：完善注采井网，提高水驱控制程度；水淹油层复查，提高油层利用程度；分注调堵结合，提高油层动用程度。

4.1 新老井互补、疏密井结合，提高水驱控制程度

结合剩余油分布规律认识，采取新老井互补，疏密井结合来井网完善。针对官979断块剩余油富集区，实施水井更新6口，形成200 m 合理注采井距。针对于官938、官975断块剩余油分散区，实施水井更新4口，老井转注4口、先期排液6口，形成290 m 合理注采井网。通过以上工作研究区双多向受益率由40.5%上升至61.6%，水驱控制程度由2010年的72.8%上升至2011年85.3%。

表2 官938断块单砂层潜力分析表

4.2 水淹层复查、暂闭层利用，提高油层利用程度

随着注水开发，油井含水升高，部分水淹层逐步成为挖潜层。通过拟合含水和注入孔隙体积倍数的关系式，预测水淹层补孔生产的含水情况，用定量法预测水淹层、暂闭层产水率与原生产层接近时，实施补孔减少层间干扰，最大限度发挥水淹层增产作用，研究区通过此类措施油层利用程度由86.1%提高到89.4%。

4.3 早期分注、后期封堵，提高油层动用程度

随着注水开发的深入，油层可动用程度降低。结合对储层特征认识，以注水专项治理为依托，实施早期分层注水，后期封堵高渗透层减少层间矛盾。经过治理后研究区油层动用程度由40.1%提高到62.7%。

通过对剩余油分布规律的研究及措施制定，将研究区开发水平从二级提升到一级，日产油水平由98.1 t上升至141 t，含水上升率从1.32%降低至0.78%，预测水驱采收率从38.7%提高到42.2%，单井日产油递减幅度从11.3%下降至2.8%，实现了油田的稳产、增产。

5 结论

（1）以单砂体为单元建立油藏地质模型，通过全区及单井压力拟合、综合含水拟合证实官979-官975 断块所建立的油藏地质模型具有较强的可靠性，实现了模拟动态真正揭示剩余油分布的目的。

（2）精细油藏数值模拟研究表明，黄骅坳陷小集油田官979-官975断块油藏剩余油主要分布于断层遮挡区、注采井网不完善区以及层间差异造成的剩余油分布区，剩余油集中分布在主力层系单砂体中。

（3）综合调整方案通过单砂体合理井网密度评价、单砂体产能评价及数值模拟技术潜力评价研究，即应用极限井网密度和合理井网密度曲线交汇，识别单砂体中的可调整砂体，依据可调整砂体的分布范围建立可调整产能单元，通过剩余油饱和度划分可调整产能单元中的可采单元。

（4）通过采取新老井互补、疏密井结合；水淹层复查、暂闭层利用；早期分注、后期封堵几方面措施的制定，提高了研究区水驱控制程度、油层利用程度及油层动用程度，有效地指导了油田开发方案调整与优化。

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