构造-岩性油藏剩余油分布数值模拟模型研究

卢家亭，刘道杰，高贺存，温玉焕，修德艳

(中油冀东油田分公司，河北 唐山 063004)



构造-岩性油藏剩余油分布数值模拟模型研究

卢家亭，刘道杰，高贺存，温玉焕，修德艳

(中油冀东油田分公司，河北 唐山 063004)

构造-岩性油藏地质条件差、油水关系分布复杂，经过长时间注水开发，使得该类型油藏剩余油分布规律更加难以描述，同时也对油藏下步挖潜的方向及调整方案的编制带来更大困难。在精细地质建模的基础上，综合考虑构造-岩性油藏地层沉积旋回、垂向非均质性及储量分布特征，对层内泥岩和干层进行特殊处理，建立描述该类型油藏剩余油分布的数值模拟模型。实例分析表明，建立的模型模拟小层含油饱和度分布及储量丰度分布与动态分析结果一致，可用于描述构造-岩性油藏剩余油的分布状况。

构造-岩性油藏；数值模拟；剩余油分布；历史拟合；高3106断块

引 言

构造-岩性油藏油层薄、多、散、杂，四性特征复杂多变，油气富集规律不清，预测油藏剩余油分布规律难度大。国内外文献通过岩心分析方法、测井方法、开发地质学方法、地震技术、微型圈闭法、示踪剂测试法、物质平衡法、现代试井解释法及微观仿真模拟技术等方法[1-7]研究块状油藏剩余油分布具有较强的实用性，而对于特征复杂的构造-岩性油藏，则需要采用以渗流理论为基础的数值模拟技术，通过求解差分方程组，获得每个网格点的压力及饱和度分布，从而计算整个油层中饱和度在时间及空间上的变化，实现定量描述剩余油分布[8-9]。

以典型构造-岩性油藏为例，在油藏精细描述的基础上，考虑储层沉积、储层物性及油层分布特征，通过对层内泥岩和干层进行特殊处理，建立该类型油藏剩余油分布数值模拟模型，获得与油藏实际更为接近的剩余油分布规律，为该类型油藏剩余油后续挖潜提供了重要依据。

1 油藏概况

高3106断块构造上位于渤海湾含油气盆地南堡凹陷北部，为典型的构造-岩性油藏，砂体多，面积小，断块内共有127个油砂体，其中含油面积小于0.1 km2的油砂体占68.5%，石油地质储量占28.93%；含油面积大于0.3 km2的油砂体仅占6.30%，石油地质储量占26.4%。该油藏埋深为3 200～3 950 m，纵向上分为4个油层组76个小层，小层平均厚度为8.5 m，平均渗透率极差为58.7，变异系数为1.82，突进系数为15.2，具有较强的非均质性。该断块于1982年投入开发，截至2014年6月，断块共有油井11口，注水井6口，日产油为6.4 t/d，日产液为77.3 m3/d，综合含水为94.7%，累计产油31.11×104t，采出程度仅为10.8%。经过20多年的注水开发，油藏剩余油分布较为复杂，认识难度大，给油藏下步挖潜带来了较大困难。

2 模型的建立

2.1 物性参数模型

应用petrel软件根据油藏储层随机建模的研究成果，建立高3106断块精细地质模型，对模型网格粗化后，得到各层的顶底深度、净厚比、孔隙度、渗透率、饱和度网格数据场，直接用于建立数值模拟静态地质模型。网格粗化时，一般对孔隙度采用算术平均法，渗透率粗化采用全张力计算方法[9]。采用角点网格[8]。为精细模拟该油藏，同时考虑后续井网的部署，在网格粗化时，平面网格步长取25 m×25 m，目前该断块平均井距为220 m左右，保证2口井之间有8～9个网格，X方向51个网格，Y方向40个网格。为精确描述垂向上非均质性和剩余油分布特点，充分暴露层间矛盾，根据地层沉积旋回、主力层和非主力层的分布特点，将主力层分为3～4个网格，非主力层1层1个网格，这样纵向上Ⅰ—Ⅳ油层组76个小层分为140个网格，模型网格总数为285 600个。

2.2 数值模拟参数选取

高3106断块油藏是受断层、岩性和油水界面多种因素控制的构造-岩性油藏。高3106断块油气比较高，因此选用三维三相黑油模型进行模拟，模拟所需资料主要有：①油藏地质参数，包括油藏深度、砂层厚度、有效厚度、渗透率、孔隙度等；②平衡区物性常数，包括原始油藏压力、原始饱和压力、油水界面以及界面对应处的毛管压力等；③特殊岩心分析数据，包括油水和气水相对渗透率曲线、岩石压缩系数；④原油高压物性PVT数据，包括油相体积系数、油相压缩系数、油的黏度等随压力变化的曲线；⑤地层水物性常数，包括水黏度、密度和压缩系数等；⑥动态数据，包括井位、井别、完井数据、产注量和压力等。

3 历史拟合方法研究

3.1 历史拟合方法

油藏历史拟合是应用实际动态数据对地质模型进行校验，使模拟的动态生产数据与实际数据基本一致。对该断块及单井生产数据拟合时，以1个月为1个时间点，采用定油生产方式，分别从断块指标、井组指标及单井指标等3个方面进行拟合。模型差分方程组用全隐式方法求解，迭代最大时间步长为10 d，最大迭代次数为50次，这样既保证迭代计算的收敛性，又保证了模型的稳定性。

为达到最佳拟合精度，拟合过程中对储层孔隙度、有效厚度、绝对渗透率、相对渗透率曲线及单井状况变化、传导率等参数在合理范围内进行调整。

3.2 原始石油地质储量拟合方法

在石油地质储量拟合过程中，依据有利钻井及测井解释资料，结合油藏生产动态分析，确定不同层位的油水界面，然后对净毛比和孔隙度等参数进行适当调整，从而拟合出更为准确的石油地质储量，使得该储量与容积法计算石油地质储量保持在误差范围内，同时单层石油地质储量拟合误差应小于1%。

3.3 开发指标拟合方法

该断块开发指标主要拟合产油量和综合含水，保证相对误差小于5%；单井指标拟合在断块指标拟合的基础上，对单井产油量及含水等指标进行拟合。由于断块内多数井生产周期长，加之多层合采，作业频繁，致使产量波动大，给拟合带来一定难度。对于这种情况，通过对相对渗透率曲线、油水黏度比、压力及传导率进行修正，使得单井拟合率提高至81.8%，达到历史拟合精度的基本要求。

4 剩余油分布规律

剩余油的形成与分布主要受沉积相、构造、储层非均质性以及井网条件的控制[6]，也就是说，剩余油分布主要是由地质因素和开发因素决定。从地质角度来讲，高3106断块属于扇三角洲沉积，经过20多年的注水开发，一些主力层存在不同程度的水淹。平面上，主河道砂体规模大，平面连续性好，井网对砂体的水驱控制程度高，水淹区面积大；分支河道由于砂体规模小，井网对砂体的水驱程度控制低，水淹区面积小，在主流线方向，同一沉积微相砂体水线推进速度快于非主流线，剩余油分布于砂体边角部位(图1)。纵向上，层间和层内非均质性严重，层间非均质性导致物性好的储层水淹严重，剩余油主要分布在物性较差的储层内，层内非均质性造成正韵律储层底部水洗严重，剩余油主要分布在小层中上部；反韵律储层顶部水洗严重，剩余油主要分布在小层中下部[8]。

从开发角度来讲，目前剩余油分布仍然比较集中，平面上主要分布在沿构造高部位、砂体边部和断层方向形成的条带状油区，注水井间及注水井与边水间形成的通道式存油区，基本未动用或动用程度差的含油区，还有由于砂体和井网之间的匹配不好，原井网虽然有井钻遇，但有注无采、有采无注或无注无采等形成的剩余油(图2)。纵向上，由于生产层位多，层间差异大，层间干扰的结果是使部分油层动用程度低或基本没有动用。目前井网下生产状况较好、水驱控制程度高的主力层，采出程度高，剩余油饱和度低；水驱控制程度较低、生产状况不好的部分次主力层、非主力层，采出程度低，剩余油饱和度高。

图1 高3106断块小层含油饱和度分布

图2 高3106断块小层水淹情况

5 实例应用

利用拟合的数值模拟模型，分别计算高3106断块Ⅱ12和Ⅲ20小层含油饱和度。通过产注剖面、示踪剂及生产动态特征分析油层受效情况，绘制断块Ⅱ12和Ⅲ20小层水淹图，其水淹情况与模型模拟Ⅱ12和Ⅲ20小层含油饱和度基本一致，进一步说明了模型模拟剩余油分布的可靠性。

利用数值模拟模型计算断块目前含油饱和度分布(图3)，再利用容积法计算断块目前剩余储量，得到断块的剩余储量丰度(图4)。利用数值模拟模型及油藏工程方法重新优化油藏开发技术政策，按150 m井距三角形反七点面积井网对断块进行加密，数值模型对断块开发指标进行预测，开发15 a后，断块采出程度可由目前的10.8%提升至17.85%，同时预测最终采收率(含水98%时)可达21.8%，具有较好的开发效果和可观的经济效益。

图3 高3106断块含油饱和度分布图

图4 高3106断块储量丰度分布图

6 结 论

(1) 利用数值模拟模型对构造-岩性油藏剩余油分布进行分析，将水线推进规律与剩余油饱和度分布规律对比，拟合效果好，相识度高，可信度高，为定性分析剩余油情况和下步挖潜奠定了坚实的基础。

(2) 实例对比分析表明，利用剩余油描述成果，通过挖潜可将断块采出程度从10.80%提高至17.85%，获得较好的开发效果。

(3) 利用数值模型模拟的剩余油分布结果，通过井网加密、层系重组及控水稳油等方法可提高水驱动用程度，从而提高构造-岩性油藏整体的开发效果。

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[9] 魏兆亮，黄尚军．高含水期油藏数值模拟技术和方法[J]．西南石油大学学报：自然科学版，2008，28(1)：103-105．

编辑 姜 岭

20141027；改回日期：20150205

国家重大专项“渤海湾盆地黄骅坳陷滩海开发技术示范工程”(2011ZX05050)

卢家亭(1976-)，男，工程师，1999年毕业于西南石油大学石油工程专业，2007年毕业于该校油气田开发专业，获硕士学位，现从事油藏工程及数值模拟工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.02.028

TE319

A

1006-6535(2015)02-0111-04