基于储层三维精细地质建模的油藏数值模拟技术研究剩余油分布规律

钱川川，骆飞飞，吕文新，罗治形

（1.新疆油田勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000；2.新疆油田采油二厂，新疆克拉玛依834000）

准噶尔盆地的砾岩油藏，多数属于中低孔、低渗储层，开发困难较大。尤其是进入高含水、特高含水期，油水运动规律复杂，剩余油分布状况不清，造成二次开发困难。目前国内外确定剩余油分布的方法主要有密闭取芯方法、开发地质学方法、测井方法、地震方法、油藏工程方法及油藏数值模拟等[1]。其中，油藏数值模拟作为一种比较成熟的技术，得到了广泛的应用，但由于油藏数值模型建立的随机性及不准确性，对模拟精度造成一定的影响。储层三维精细建模是在20世纪80年代中后期开始发展起来的储层表征新领域，它可以实现对油气储层的定量表征和刻画各种尺度的非均质性[2]，建立表征克拉玛依油藏储集层及流体的精细地质模型。并作为油藏数值模拟的初始模型，并进行油藏数值模拟运算，建立扇三角洲体系地下的剩余油分布模式，为下一步的开发调整部署提供依据。

1 地质概况

一东区克拉玛依组油藏位于克—乌断裂以北，东北以北黑油山断裂为界，西南与一中区相连，构造面积约为6.23km2，构造形态为一西北向东南倾斜的单斜，地层倾角5°～11°，区块内发育一条6-3井正断层。一东克拉玛依组油藏分为克上段和克下段，平均埋深890m。克下段沉积厚度30～70m，平均孔隙度17.0%，平均渗透率为29.5×10-3μm2；克上段沉积厚度25～90m，平均孔隙度为18.7%,平均渗透率为34.0×10-3μm2。一东区克拉玛依组油藏整体为一中孔、低渗、严重非均质油藏。

储层属于冲积扇、辫状河入湖形成的扇三角洲及河道多旋回沉积，在纵向上形成了7个砂层组包括14个小层。储层地质分层厚度变化大，垂向和纵向连续性差。油藏为无气顶和边底水的构造岩性油气藏。

2 三维精细地质建模

2.1 构造模型

根据Prtrel软件对数据格式的要求，同时为保证精细地质模型的准确性：(1)对克拉玛依油藏各地质参数进行校正和标准化处理；(2)对井位坐标及小层层位数据进行检查和录入；(3)对地震数据及测井数据进行检查、整理及录入；(4)整理地质分析认识成果和分析测试数据，指导模型的建立。

模拟网格的划分是地质建模的基础，本次建模工区为一东区克拉玛依组地层，面积约6.23km2，纵向上目的层共划分为13个模拟层，克上段6个层，克下段7个层，地层平均厚度约110m左右，为了充分体现储层的纵向非均质性，根据模拟技术方法研究，设定网格纵向步长为1m，横向步长为10m，工区内三维网格数为34,173,090个。并以测井地质分层数据和地震层位解释数据为依据，在断层建模的基础上，建立构造模型。

2.2 岩相模型

一东区克拉玛依组油藏属构造—岩性油藏，且“有砂即有油”的地质特征显著，采用砂岩相、泥岩相二分法进行岩相建模：（1）对单井测井岩相进行解释分析，划为砂岩相和泥岩相2种岩相；（2）数据分析，在前期地质与地球物理岩相特征及展布规律的基础上，分析各小层岩相类型、分布概率及变差函数特征等特征参数的合理性及准确性；（3）运用基于象元的序贯指示模拟方法和协同克里金方法，建立本区的岩相模型。

2.3 相控属性模型

三维非均质性模型是以参数体的形式反映储层内孔隙度、渗透率等物性参数场的空间分布特征，孔隙度和渗透率表征了油藏储集能力和渗流能力[3-5]，在岩相模型的基础上，分析各相的储层属性参数分布特征，运用基于象元的序贯高斯模拟随机建模方法和协同克里金方法，在相分布模型的约束下建立孔隙度分布模型、渗透率分布模型和流体饱和度分布模型。

本区孔隙度分布范围为0%～28%，但主要分布在10%～25%，在相控的基础上，进行变差函数分析，结合特征参数，采用高斯模拟随机建模方法，建立目标区的孔隙度、渗透率三维模型（图1）。

图1 相控孔隙度模型栅状图

3 油藏数值模拟

3.1 网格系统的建立及参数输入

根据一东区克拉玛依油藏的区域地质特征及布井方式，并结合计算机能力和精度要求，对三维精细地质模型进行粗化。将克拉玛依油藏分为克上段、克下段2个模型，平面上采取均匀步长，为30m×30m，纵向上克上模型分为6个小层，克下模型分为7个小层，各层采用不等距网格，克上模型网格数为136×96×6，克下模型网格数为136×96×7。油藏基本参数及生产历史数据均来自一东区克拉玛依油藏。

3.2 储量及生产历史拟合

储层地质模型是数值模拟研究的基础，而数值模拟研究又可通过历史拟合等手段来验证储层地质模型的可靠性。通过多项开采指标的历史拟合使模型更接近油藏实际地质情况，更准确的反映地下油、气、水的分布规律[6]。本次拟合采用先“整体后个体”的拟合思路。

3.2.1 区块地质储量拟合

地质储量拟合是数值模拟的基础，根据一东区克拉玛依组油藏钻井及测井解释资料，结合生产动态特征确定不同井不同层位含油饱和度，在经过修正参数之后达到拟合结果。

表1 各层地质储量拟合表

本次研究中，模型的初始化采用的是非平衡法。含油饱和度在储层地质模型中已给出，压力模型通过深度-压力关系方程计算得出。从模拟层和地质储量的差异看，区块的主力产层S1、、、、层相对误差在5%以内（表1），满足后期模拟的要求。

3.2.2 动态生产历史拟合

调整渗透率、注水量及岩石压缩系数对全区压力拟合。生产历史拟合过程中，油井采用定油量生产，水井定注水量，先拟合全区和单井产油量，再拟合全区和单井产水量。从拟合效果看，模型含水率与油田实际含水率基本拟合（图2、图3），195口采油井中，达到拟合要求的176口，拟合率在90%以上，符合油藏精细描述的要求。

图2 克上油藏含水率拟合图

图3 克下油藏含水率拟合图

4 剩余油分布规律与影响因素

宏观上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,在微观上主要由于驱油效率低而遗留的剩余油。本区剩余油主要分布在注采不完善区及断层附近。

4.1 剩余油平面分布

通过数值模拟研究结果，建立克上段油藏和克下段油藏剩余油储量丰度三维图（图4、图5）。

剩余油丰度较大的区域多呈现孤立状分布，仅在局部小范围有连片分布，且各层系剩余油分布不一。克上段油藏剩余油分布连片性要好于克下段油藏。克上油藏剩余油富集区主要集中在（深色部位）：①油藏西部，11213～11214～11221～11228井区，此处剩余油丰度高，连片性好；②油藏中部，井网不完善的11300井区；③油藏东部，两断层结合处，11-5井区；④油藏东南部，断层附近11408井区。

图4 克上段油藏剩余油丰度栅状图

克下段油藏剩余油富集区主要集中在（深色部位）：①油藏西北部，井网控制程度低的1-2～2-2～2-1井区；②油藏中部7-3～8-4井区、8-6～8-7井区、4-4S井区；③油藏北部4-6～5-8井区和8-12～8-11井区的井排之间的死油区。

图5 克下段油藏剩余油丰度栅状图

4.2 剩余油纵向分布

纵向上，克上段油藏采出程度明显高于克下段油藏，主力层位的采出程度高于非主力层位（表2）。从各小层的采出程度来看，克上段油藏成反韵律规律、克下段油藏成正韵律规律。剩余油主要集中在S1、、、，其中克上段油藏主力层位储层物性好，原始储量大，水驱效果好，虽然采出程度较高，但剩余地质储量仍然较多，是后期挖潜的主力。

4.3 剩余油控制因素分析

影响剩余油分布的因素主要有2个：地质因素和开发因素。地质因素主要包括储层的非均质性、物性、构造、断层和砂体分布等；开发因素主要指注采系统和井网完善程度等[7-8]。

表2 一东区克拉玛依组油藏目前开采状况表

4.3.1 沉积相

沉积相是决定油藏储层物性发育的主要因素，同时也是控制剩余油分布的主要因素。剩余油的分布与储层的沉积相类型，砂体发育程度和渗透率突变情况有着密切的关系[9]。一东区克拉玛依油藏主要沉积相为冲积扇、辫状河和扇三角洲沉积。

克下段油藏主要以冲积扇相为主，储层物性发育较差，且非均质性较强。平面上水道砂体呈网状交织条带状分布，水道砂体厚度大，渗透率具有明显的方向性，注入水易沿水道主流线快速舌进，绕过水道砂体两侧厚度较薄，泥质含量多，渗透率差的储层，甚至把低渗带包围起来。水道间砂体，由于物性差，吸水能力差，一般水淹程度低、动用较差，剩余油相对富集。纵向上，冲积扇砂体成分和结构成熟度低，呈正韵律特点，水沿油层底部渗透率相对较均匀的部位流动，而在渗透率变化频繁的油层上部，剩余油呈条带状富集。

克上段油藏中下部发育扇三角洲前缘沉积，泥岩分布范围广且厚度大；克上段上部主要为扇三角洲平原沉积，河道的频繁冲刷导致砂岩较发育而泥岩欠发育，且局部存在河道下切作用，泥岩隔层发育不稳定。平面上注入水首先沿砂体轴部突进（,,S1等小层），随后向两侧波及，水洗程度高。但沙坝两侧及道间浅滩砂体由于砂体岩性变差，泥质条带及夹层增多，造成注入水较难波及，剩余油相对富集。溢岸薄层由于砂体厚度小，渗透率低、吸水性差，储层不易动用，此类砂体剩余油相对富集。纵向上，三角洲前缘沉积，岩石成熟度较高，多反韵律特点。注入水沿中上部的高渗段突进，后由于重力作用，注入水向砂体下部缓慢推进，远沙坝处水洗程度相对较高。但在底部物性较差的区域，注入水未波及，仍可富集剩余油。

4.3.2 注采系统

对注水开发油藏，每个油层要想得到动用，必须形成一个有效的注采系统。一东区克拉玛依组油藏经过50多年的注水开发，油水关系变化规律复杂，注采系统是影响剩余油分布的一个主要因素。

（1）注采不完善造成的剩余油：在呈窄条带状以及透镜状的砂体部位,由于井网对储层砂体的控制程度低，水驱效果较差，从而形成注采不完善剩余油。

（2）水驱作用形成的剩余油：在水线推进两翼或油井井排之间，注入水形成的舌进现象造成部分区域无法波及，形成的剩余油。

（3）无效驱替形成的剩余油：油井在某层钻遇表现为表外砂特性的砂体，在该砂体内没有注水井，而方案布置井网中的水井均在河道砂内，由于受砂体分布、油层平面的非均质性因素影响，彼此不连通，从而没有在该井附近产生有效的驱替，使远离注水井以及水线波及不到的地区形成剩余油较多的滞留区。

5 挖潜措施

在现有的工艺技术条件下，结合油藏目前存在的层间矛盾突出、注采对应差、层间动用差异化大等突出问题，根据数值模拟研究结果，综合考虑物性差异及剩余可采储量分布情况，给出以下挖潜措施：

（1）油水井补孔、完善层间注采对应关系，提高油藏剖面动用程度。

（2）低效井压裂引效、中、高含水井提液、关停，提高单井产油量、减缓油藏递减速度，降低油藏整体含水率。

（3）在剩余油富集区钻加密调整井、老井上返，提高剩余油富集区井区控制程度。

（4）适时动用克下油藏剩余油富集区，提高油藏最终采出程度。

6 结论与认识

（1）三维精细地质建模技术是油藏开发后期进行地质研究的有力工具。采用岩相约束的属性建模技术和精细数值模拟技术，可以直观地再现油水地下的运动以及剩余油在储层空间的精确分布。

（2）一东克拉玛依油藏数值模拟结果表明，拟合地质储量、含水率、采油量、压力与实际情况基本一致，为分析剩余油的分布提供了可靠地依据。

（3）一东克拉玛依油藏剩余油在平面上多呈孤立状分布，仅在局部小范围有连片分布，且克上油藏剩余油分布连片性要好于克下油藏；纵向上主要集中在主力层S1、、、、。

（4）一东区克拉玛依油藏剩余油分布主要受水淹状况、沉积相带、井网等因素控制，主要分布在井网不完善区、注入水较难波及区和断层附近。

[1] 靳彦欣，林承焰，贺晓燕，等.油藏数值模拟在剩余油预测中的不确定性分析[J].石油大学学报：自然科学版，2004,28（3）：22-24.

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[3] 吴胜和，李宇鹏.储层地质建模的现状与展望[J].海相油气地质，2007，12（3）：53-57.

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[6] 刘玉山，杨耀忠.油气藏核心技术进展[J].油气地质与采收率，2002，9（5）：31-33.

[7] 李少华，张昌民，张尚锋，等.沉积微相控制下的储层物性参数建模[J].江汉石油学院学报，2003，25（1）：24-27.

[8] 靳彦欣，林承焰，贺晓燕，等.油藏数值模拟在剩余油预测中的不确定分析[J].石油大学学报：自然科学版，2004，28（3）：22-29.

[9] 周炜，唐仲华，温静，等.应用数值模拟技术研究剩余油分布规律[J].断块油气田，2010，17（3）：325-329.