坨7块东一段稠油油藏数值模拟研究

宋洪才,陈 震

坨7块东一段稠油油藏数值模拟研究

宋洪才,陈 震

(东北石油大学数学与统计学院,黑龙江大庆163318)

对坨7块东一段稠油油藏的地质状况、油藏开发的动态特征加以分析,在此基础上建立了油藏区块的数值模拟模型,利用Eclipse模拟器对油藏开展模拟研究,对生产过程进行历史拟合,包括产油、产液和含水率等主要开发指标,拟合精度很高,分析了该油藏区块的剩余油的分布规律,结合数值模拟研究了该类油藏的开发生产特征。

稠油;高含水;数值模拟;历史拟合

1 油藏基本情况

坨7块油藏位于山东省胜利油田胜三区的东南部,是在构造背景上受岩性控制的层状油藏。储层为曲流河沉积的疏松砂岩,纵向上具有多套油气水系统。研究区目的层为东一段,埋深为1320～1410 m,纵向上根据沉积旋回特征,划分为3个砂层组,每个砂组5个小层,如表1所示。区块的含油面积为3.8 km2,地质储量为446.1×104t,有效厚度为9.8 m,可采储量119×104t。温度变化范围为54℃～58℃,地温梯度3.2℃/100 m,属正常温度系统;压力变化范围为13.3～14.8 MPa,油层部位压力系数为0.99,属正常压力系统。

坨7块东一段油藏的孔隙度30.4%,渗透率1816×10-3μm3,属中-高孔高渗油藏。地面原油密度为0.9663 g/cm3,地面原油粘度为4883mPa/s,为普通稠油。该储层具有储层埋藏浅、孔渗性较好、含水高、采出程度相对较低的特点。

坨7块东一段自1995年4月开发以来,基本都在使用天然能量进行开发,采用一套层系主力层优先动用。整个开发历程经历了6个阶段:①试采阶段;②全面开发阶段;③滚动扩边阶段;④零散调整阶段;⑤大泵提液阶段;⑥蒸汽吞吐阶段,区块在2011年至2012年曾利用蒸汽吞吐对稠油进行开采,但现已停止。截止到2014年3月底,区块共有油井95口,开井86口,其中水平井29口,开井28口,日产液水平2097 t,日产油水平251.2t,综合含水87.88%,采出程度21.39%,累计采油95.40×104t。

在油田开始投产初期,区块的日产油基本保持在130 t,单井的日产油量基本保持在10 t,随着时间推移,开井数逐渐增加,目前单井的日产油量逐渐降至2.92 t。水平井初期的日产油量为7.2 t,是同期周围定向井的2～3倍,目前平均日产油为5.2 t。

2 油藏模拟模型的建立

2.1 静态模型的建立

在模型中纵向上以层为单元,划分为15个小层,各层采用不等距网格,其值取决于储层厚度。平面上X方向与Y方向的网格步长均为50 m。其中X方向上划分的网格数为142,Y方向上划分的网格数为94,该模拟区块的计算网格数共计142×94×15=200220(个)。同时考虑井点的分布,使每一个井点位于不同的节点内,同时保证井间至少相隔一个网格,以降低井间直接干扰。

区块的地质模型以区块的平均参数为主。模型所使用的基本参数如表2所示。

根据各井点的有效厚度、孔隙度、渗透率,采用相控插值技术,计算出井间的物性参数分布,得到各层孔隙度模型、渗透率模型和净毛比模型等,如图1、图2所示。

2.2 动态模型的建立

根据静态模型的结果,建立油、水两相的区块动态模型。根据模型的实际情况选择动态参数,使建立的模型更加趋于实际。

1)静态数据。静态数据主要包括有效网格、有效厚度、孔隙度、渗透率等,由地质建模的模型得到。

2)动态参数。主要包括流体及岩石的高压物性以及初始场数据,具体参数如表3所示:

3)相对渗透率。根据地质的研究结果,统计研究了区块的渗透率值,根据渗透率参数,以区块的实际实验数据为样本选取了相渗曲线。相渗曲线如图3。

4)井史数据。以油田的实际射孔数据、生产数据为准,包括各井的射开层位、历史产油量、历史产液量等。本油藏区块的井史起止时间是1995年4月至2014年3月。

3 历史拟合

3.1 区块地质储量拟合

油藏区块的地质储量为446.1×104t,模拟计算储量为451.1×104t,相对误差为1.1%。各个小层储量拟合的误差不超过3%,如表4所示。储量拟合结果满足建模精度要求。

3.2 区块及单井历史拟合

根据区块的实际历史采收情况,对区块进行生产动态历史拟合。通过对区块的含水率、产油量、产液量等方面的拟合工作,同时结合对油田开发动态、油藏地质认识、沉积相特征等,得到相应的认识和结果。图4和图5为区块的日产液和含水率拟合曲线。从图中可以看出,区块拟合得较好。对于单井同样进行动态历史拟合。各个单井的累计产油量和累计产水量的最大误差控制在5%以内,拟合结果符合工程精度要求。

历史拟合结果表明,误差均在允许的范围内,表明地质模型是可靠的。

4 剩余油分布规律

通过精细模拟坨7块东一段油藏的分层采出程度情况,各层的定量剩余油储量主要集中在大于20× 104t的小层内,包括Ed113层、Ed115层、Ed121层、Ed123层、Ed125层、Ed133层、Ed134层、Ed135层。这其中,Ed113层、Ed115层、Ed121层、Ed135层这四个小层都拥有较为丰富的剩余油储量,且采出程度较低,如Ed113小层采出程度为2.7%,Ed115小层采出程度仅为2.2%,Ed135小层未动用,剩余储量为23. 2×104t。相对而言,底部的Ed135小层具有很大的剩余油储量,但同时也具有大量的边、底水。这几个小层应当作为开采挖潜的重点层段来考虑。

Ed123、Ed124、Ed125、Ed131、Ed132、Ed133、Ed134这几个小层虽然已经动用,但仍然具有巨大的剩余油规模,其剩余储量占总储量的57%。采出程度比较高的是Ed133层和Ed134层,其中Ed133采出程度已经达到25%,但由于其储量巨大,剩余油规模仍是区块中最大的。Ed133、Ed134小层的剩余储量占总剩余储量的26%。

总体来看,坨7块东一段油藏的剩余油在纵向上的分布并不均衡。有些层位剩余油规模很大,但平面上分布较为零散,使得现有井网很难全面控制这些储量。例如Ed121小层,剩余油富集的区域即较为分散,平面上看,现有井网还不能有效控制这些储量,导致Ed121小层采出程度很低,只有1%。同时,存在井网已经得到控制,但尚未开发的井区。以Ed115为例,该小层是1砂组的主力小层,发育很好,剩余油规模很大,但目前只有3口井在该层射孔生产,其余钻遇该层的油井都没有射孔。

5 模拟过程的开发特征分析

坨7块东一段在使用天然能量进行开发的基础上,近年来采用了大泵提液、蒸汽吞吐的方式开采,此种开发方式符合高含水稠油油藏的开发策略,在实际开发过程中也起到很好的开发效果。通过数值模拟,研究开发特征主要有以下几个方面。

1)总体而言,随着开发年限的增长,以及油藏区块井网密度的逐步加大,综合含水率呈现逐步上升的趋势。由于区块富含边水、底水,加上充足的地层能量,地层压力下降不大。动液面在开发的第三阶段有所降低,但随着含水的上升,又逐步升高,现基本能稳定保持在500m左右。

2)油藏在平面上井网的控制程度较高,但纵向上储量动用不均衡。由于边、底水主要分布在3砂组,因此3砂组的能量最为充足,产量也高;1、2砂组的边水能量不足,因此能量较差,储量动用程度也较低。

3)通过大泵提液,使区块产液量明显升高,储量有了明显动用,但含水也高。

4)进行蒸汽吞吐后,单井产量明显提高,区块的综合含水率下降很快,但吞吐结束后,含水率迅速回升,并再次持续上涨。

5)由于油藏区块富含边、底水,并且以边、底水驱作为能量进行开采,导致综合含水率很高,但仍然保持了较好的石油产量。数值模拟的结果甚至显示,区块的主要储量是在高含水期产出。

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TE345

A

2095-0063(2014)06-0073-04

2014-08-21

宋洪才(1962-),男,黑龙江大庆人,东北石油大学数学与统计学院副教授,博士,从事石油工程数学方法研究。

DOI 10.13356/j.cnki.jdnu.2095-0063.2014.06.018