低渗透油藏剩余油刻画及数值模拟技术研究

张鹏刚，张永平，邹胜林，赵 辉，吴建彬，贺艳玫

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

低渗透油藏剩余油刻画及数值模拟技术研究

张鹏刚，张永平，邹胜林，赵 辉，吴建彬，贺艳玫

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

低渗透油藏尤其是特低渗透油藏，其低渗特性导致油层的传导能力很差，油井产能低，而且由于裂缝普遍发育，地层非均质性较强，治理难度较大，油田的稳产和剩余油挖潜逐渐成为油田生产的主旋律。数值模拟技术是用于油藏研究及油田开发的一项成熟、有效技术。本文利用数值模拟技术对处于中后期特低渗透油藏展开数值模拟跟踪预测和剩余油挖潜研究，为油田高效开发提供科学依据。

特低渗；数值模拟；剩余油；加密调整

1 低渗透油藏数值模拟研究

1.1 渗透率参数场调整，精准油藏实际动态与模型契合度

渗透率模型一般采用电测解释渗透率数据，对低渗透油藏经过压裂改造使近井区域渗透率增大，远离井筒地区渗透率逐渐变小的现状，充分应用试井资料，统计其内在的规律，采用渗透率径向递减法进行等效处理修正渗透率模型（见图1）。油井动态特征显示，随着压裂半径的增大，改善效果变差，从井底由近及远参与流动的储层最小孔喉半径逐渐增大，形成从井底由近及远有效渗透率逐渐降低。

其中在三叠系D6区A2油藏历史拟合中，应用试井技术解释该区的储层，首次选用了垂直裂缝模型、均质地层模型、径向复合地层模型进行解释。通过径向复合模型解释，近井区渗透率（1.0～100）×10-3μm2，近井区外渗透率（0.1～10）×10-3μm2，近井区半径 50 m～300 m，可作为渗透率局部调整的依据。通过60余次井底附近传导率调整和模拟计算，对110余井次的单井压力进行了拟合，调整局部传导率符合井底渗透率高，向外逐渐减小的规律，调整倍数绝大部分近似图2。可见，这一调整结果与试井解释模型和试井解释渗透率相一致。

图1 网格传导率调整模式示意图

图2 三叠系D6区A2油藏渗透率调整

1.2 裂缝区域网格加密，拟合油藏实际动态

对于低渗透油藏，在压裂微裂缝形成后，相对渗透率曲线必然发生变化。水相渗透率有增加的趋势，而油相渗透率降低明显，等渗点与原始渗透率相比明显右移，对开发动态表现出具有明显裂缝特征的储层，采用网格加密等效处理技术，在加密网格处存在裂缝部位单独使用一条相渗曲线，可更好的反映出微裂缝的渗流规律（见图3、图 4）。

初始地质模型一般是在综合分析油藏地质特征的基础上建立起来的，主要以静态资料为基础，数值模拟还要通过生产历史拟合对模型参数进行部分调整，使地质模型更加符合油藏实际。三叠系油藏构造简单，孔隙度变化相对较小，测井解释的孔隙度、含油饱和度比较可靠，因此构造模型、孔隙度模型、流体分布模型可靠，基本不做修改。通过大量的拟合结果分析，在三叠系特低渗透油藏，对储层及流体相对敏感的参数主要为渗透率、有效厚度、相对渗透率曲线。储层高压物性、岩石压缩性以及流体物性基本不作调整，所作调整必须有一定的物理意义作为支撑。渗透率在任何油田都是不定参数。这不仅由于测井解释的渗透率值与岩心分析值误差较大，而且根据渗透率的特点，井间的渗透率分布也是不确定的。因此对渗透率的修改，允许范围较大。

有效厚度：油层测井解释的有效厚度与取心井资料对比，最高误差达30%左右，因此有效厚度的调整范围不应超过30%。相对渗透率曲线：由于油藏模拟模型的网格粗，网格内部存在着严重非均质，其影响不可忽视，这与均质岩心的情况不同。因此相对渗透率曲线应看作不定参数。在拟函数的研究中，给出了较好的初始值，但仍允许做适当修改。

2 建立油藏模型，三维量化剩余油分布

定性或定量研究特低渗透油藏的剩余油分布规律，是改善处于中后期油藏开发效果的一个有效途径，三维地质模型是油藏数值模拟的最终成果，它能表征储层特征及剩余油在三维空间上的分布和变化。通过对油藏平面和剖面上剩余油饱和度的定量研究，最为形象和直观地再现油水在地下的运动以及剩余油在储集空间的分布情况，从而准确界定有利区的空间位置及其分布范围，直接为油藏加密调整和剩余油挖潜提供直接的理论依据。

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（1）在姬源油田D48区A6低渗透油藏的精细描述中，采用Petrel软件建立油藏三维模型后，通过历史拟合研究计算，得到D48井区剩余油饱和度及剩余储量（丰度）分布，可以看出剩余油主要集中分布在油藏西南部及东部。西南部剩余油主要为团块状，分布于采油井间、注采不完善区域；东部剩余油呈北北东-南西西向条带状展布。

（2）在三叠系D6区A2油藏数值模拟中，发现该区平面剩余油分布主要受沉积微相、裂缝发育影响及注水开发两个方面的影响。东部裂缝发育区，注入水沿裂缝突进，形成水流优势通道，剩余油呈条带状分布在裂缝侧翼（见图5）。

从数学模型看出，三叠系D6区A2油藏剩余油在注采井之间，注入水突进部位，物性相对较差的两侧是剩余油的富集区。油藏剩余油分布主要受物性参数场和注采特征控制。

（3）在三叠系T3区V2油藏的研究中，发现该区构造相对平缓，井网较完善，剩余油大片分布。油藏经过大规模压裂投产，油藏存在大量天然微裂缝和人工裂缝，平面上注入水沿主应力方向突进，主向油井大量见水或水淹，因此，剩余油分布主要受油田注水开发、油藏微裂缝及人工裂缝发育和延伸情况的影响（见图6、图 7）。

图3 裂缝区域网格加密

图4 三叠系T3区V2相渗曲线

图5 三叠系D6区A2油藏剩余油平面、剖面分布图

图6 三叠系T3区V2油藏平面剩余油分布图

图7 三叠系T3区V2油藏剖面剩余油分布示意图

图8 三叠系特低渗透油藏剩余油分布规律示意图

图9 三叠系D6区A2油藏加密调整方案虚拟井设计示意图

从图7中可以看出油藏剩余油主要分布在注采井之间；注入水延裂缝或高渗带突进的区域，剩余油主要分布在裂缝两侧和物性差部位。

应用数值模拟技术，结合油田注采开发、油藏构造、储层非均质性、沉积微相等油藏描述参数，总结出三叠系特低渗透油藏的剩余油主要分布在微构造高部位和弱水驱方向、水线侧向及井间分流线附近（见图8）。

图10 D48区A6油藏加密调整方案虚拟井设计示意图

3 加密调整数值模拟跟踪

利用油藏数值模拟技术在建立三维可视化油砂体剩余油分布模型后，结合其他资料对于开发中后期的特低渗透油藏，通过在模型上对剩余油受控因素的分析及分布状况的准确预测，提出相应的调整及加密措施意见。

（1）针对三叠系D6区A2油田高油饱形成原因不同，设计井网加密方案4套，其中井组加密2套，整体部署加密2套，共设计部署井18口（见图9）。

加密初期，井位网格含油饱和度平均为42%，预测至2020年12月，网格含油饱和度平均为35%，加密区域含油饱和度有所降低。

按现行井网预测至2020年12月，该区域日产油17.9 t。加密后预测至2020年12月，该区域日产油为28.1 t，加密井网累积产油量比不加密井网多2.18×104t，而加密井网含水率为75.7%，不加密井网含水上升率为74.1%。

（2）针对三叠系T3区V2D6区A2油藏剩余油形成的原因和分布特点，在模型上按照单井加密、双井加密的方式，在油藏东北部设计井网加密方案2套，和未加密的原油井网进行跟踪预测。

从数值模拟结果来看，未加密、加密一口井和加密两口井三种方案模拟结果显示，方案二（加密两口井）日产油量最高，且在2018年递减减小（斜率变缓），而综合含水三种方案相差不大，累计产量，双井加密高于其他两种方案，采出程度双井加密最好，综合考虑，加密两口井为最优方案。

（3）D48区A6油藏东部由于注采井网不合理，容易形成死油区，剩余油富集。该区注水见效主要是沿微裂缝发育方向，水窜后也存在大量剩余油。在数学模型上，对D48区A6油藏开展模拟开发，共设计加密井12口，并和未加密进行对比（见图10）。

方案预测从2015年开始，预测期末2020年12月，预测期限为五年。到预测期末，加密方案和不加密方案运算结果。加密区累积产油：2015年2月：0 t；2015年3 月：295.619 596 t；2022 年 3 月：21 582.36 t。

4 结论和认识

（1）三叠系特低渗透油藏受储层特征变化影响，水驱优势方向、层段矛盾加剧，水驱油效率下降，平面、剖面剩余油分布较为复杂，控水稳油、剩余油挖潜难度大。

（2）对于三叠系A6、D6区A2等特低渗透油藏来说，由于裂缝发育，导致平面水驱不均，沿裂缝（主应力）方向油井含水上升，侧向井液量下降，产能损失较大。

（3）三叠系T3区V2油藏井网较完善，剩余油大片分布，但油藏经过大规模压裂投产，油藏存在大量天然微裂缝和人工裂缝，平面上注入水沿主应力方向突进，主向油井大量见水或水淹，因此，剩余油分布主要受油田注水开发、油藏微裂缝及人工裂缝发育和延伸情况的影响。

［1］ 胡文瑞.鄂尔多斯盆地油气勘探开发理论与技术［M］.北京：石油工程出版社，2000.

［2］ 何自新，等.鄂尔多斯盆地演化与油气［M］.北京：石油工程出版社，2003.

［3］ 李道品.高效开发低渗透油藏的关键和核心［M］.北京：石油工程出版社，2001.

TE327

A

1673-5285（2017）07-0068-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.07.015

2017-06-05

张鹏刚，男（1982-），油田开发地质工程师，2005年毕业于西安石油大学，理学学士学位，主要从事低渗透油藏的精细油藏描述工作，邮箱：zpg_cq@petrochina.com.cn。