蘇楊鑫

（中石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712）

1 地質(zhì)概況

茂801區(qū)塊位于頭臺鼻狀構(gòu)造東北部，為一由東西兩側(cè)2條南北向正斷層夾持的單斜構(gòu)造，南高北低，斷塊內(nèi)斷層不發(fā)育，構(gòu)造幅度差約為120m，北部相對寬緩、南翼相對較陡。區(qū)塊動用面積3.2km2，動用地質(zhì)儲量276.49×104t，平均砂巖厚度14.2m，平均有效厚度12.3m，空氣滲透率1.2mD，孔隙度11.7%。

茂801區(qū)塊于1997年10月投入開發(fā)，采用線狀注采井網(wǎng)，井排方向?yàn)闁|西向，與裂縫延伸方向平行。區(qū)內(nèi)共有開發(fā)井46口，其中油井32口，注水井14口，井網(wǎng)密度15.3口／km2。截止到2012年底，累積采油7.3×104t，累積產(chǎn)水1.54×104m3，綜合含水25.2%，累積注水57.91×104m3，累積注采比5.10，采油速度0.19%，采出程度3.0%。

針對油田已開發(fā)區(qū)塊加密水平井設(shè)計精度及數(shù)值模擬過程中開發(fā)參數(shù)指標(biāo)［1，2］的需求，筆者以頭臺油田茂801區(qū)塊為例，提出兩步建模與數(shù)值模擬方法精細(xì)表征儲層物性非均質(zhì)及含油性等屬性在層內(nèi)垂向上的分布變化特征，以更加精確地預(yù)測各項(xiàng)開發(fā)生產(chǎn)指標(biāo)，更好地指導(dǎo)加密水平井設(shè)計。

圖1 茂801區(qū)塊斷層模型及構(gòu)造模型

2 整體三維地質(zhì)模型

茂801區(qū)塊儲層整體三維地質(zhì)建模分為3個步驟，即建立構(gòu)造模型、沉積相模型、油藏屬性模型［3－4］。

圖2 茂801區(qū)塊沉積相模型

結(jié)合靜態(tài)資料，區(qū)塊整體建模以地震解釋扶余油層頂面構(gòu)造圖為基礎(chǔ)，建立構(gòu)造模型 （見圖1）；應(yīng)用開發(fā)井地質(zhì)分層資料，以頂面構(gòu)造為趨勢約束，建立扶余油層構(gòu)造模型；以單元沉積微相成果為基礎(chǔ)，建立扶余油層沉積相模型 （見圖2），以沉積微相為約束、參數(shù)解釋［5］為基礎(chǔ)，建立扶余油層儲層屬性模型 （見圖3），在垂向上細(xì)分為29個沉積單元，與油藏描述成果保持一致。根據(jù)研究區(qū)實(shí)際情況，模型平面網(wǎng)格步長設(shè)置為20m×20m，垂向網(wǎng)格步長8m，模型網(wǎng)格總節(jié)點(diǎn)數(shù)為67×104個， 建 模 面 積 為5.22km2。扶余油層整體模型計算區(qū)塊儲量269.10×104t，擬合誤差2.68%。

3 目的層精細(xì)地質(zhì)模型

茂801區(qū)塊扶余油層縱向發(fā)育35個單元，其中FⅡ11沉積單元 （FⅡ?yàn)榉鲇嘤蛯英蛴徒M）儲層砂體最為發(fā)育，砂巖、有效鉆遇率均為100%，平均砂巖厚度6.6m，平均有效厚度為5.7m，均為全區(qū)最大，據(jù)此確定FⅡ11沉積單元為水平井設(shè)計目的層。

根據(jù)水平井設(shè)計需要，對目的層FⅡ11沉積單元實(shí)現(xiàn)垂向網(wǎng)格細(xì)分，模型平面網(wǎng)格步長與整體模型保持一致，為20m×20m，設(shè)置垂向網(wǎng)格步長0.3m，將目的層細(xì)分為20個模擬層，建模面積為5.22 km2（見表1），目的層FⅡ11沉積單元精細(xì)模型地質(zhì)儲量109.38×104t，擬合誤差1.67%，擬合精度較高。

表1 茂801區(qū)塊扶余油層整體模型與精細(xì)地質(zhì)模型統(tǒng)計表

整體模型每個沉積單元垂向只有1個網(wǎng)格，僅能表征儲層物性及含油性在平面上的變化［6］，而精細(xì)模型由于垂向網(wǎng)格精細(xì)劃分，能夠精細(xì)表征儲層層內(nèi)垂向物性非均質(zhì)及含油性等屬性分布變化特征，為水平井軌跡設(shè)計提供垂向量化地質(zhì)模型 （圖4）。

圖4 茂801區(qū)塊整體地質(zhì)模型與目的層精細(xì)地質(zhì)模型儲層屬性對比剖面圖

4 兩步油藏數(shù)值模擬

4.1 數(shù)值模型建立

根據(jù)油藏數(shù)值模擬精度，并充分考慮水平井軌跡的精度，模擬網(wǎng)格劃分結(jié)果為126×176個，平面模擬網(wǎng)格為20m×20m，數(shù)值模型總節(jié)點(diǎn)數(shù)64.31×104個。

4.2 數(shù)值模型初始值賦值

1）模擬區(qū)及有關(guān)相滲曲線資料使用頭臺油田扶余油層油水相對滲透率曲線資料［7，8］，作為數(shù)值模型油水相對滲透率的原始輸入值。

2）有效厚度、孔隙度取模擬井測井解釋數(shù)值。滲透率依據(jù)取心獲得的滲透率與孔隙度關(guān)系確定。

3）其他靜態(tài)參數(shù)如高壓物性等，采用頭臺油田實(shí)測資料。

4）油井動態(tài)資料采用模擬區(qū)實(shí)際數(shù)據(jù)［9］。

4.3 歷史擬合

1）油藏整體數(shù)值模擬。模型模擬計算動用地質(zhì)儲量為262.7×104t，實(shí)際地質(zhì)儲量276.49×104t，相對誤差為4.9%。所建油藏數(shù)值模型可用于各項(xiàng)機(jī)理研究和開發(fā)指標(biāo)預(yù)測。

歷史擬合從1997年10月到2011年12月，擬合時間步長為月，共171個時段，各時段單井日產(chǎn)油模擬與實(shí)際比較接近，平均相對誤差0.21%，模型模擬計算累積產(chǎn)油量為7.26×104t，實(shí)際累積產(chǎn)油量7.3×104t，相對誤差0.01%，模型模擬計算采出程度2.98%，實(shí)際采出程度為3.0%，相對誤差為0.67%，模型模擬計算綜合含水23.6%，實(shí)際綜合含水22.8%，絕對誤差為3.5%，達(dá)到了預(yù)測精度要求。

2）目的層精細(xì)油藏數(shù)值模擬。為提高水平井布井精度，數(shù)值模擬將目的層劃分為20個小層，單層厚度0.3m，并根據(jù)全區(qū)模型FⅡ11沉積單元產(chǎn)量及注水量，重新對目的層進(jìn)行擬合。

目的層FⅡ11沉積單元地質(zhì)儲量111.23×104t，數(shù)值模擬地質(zhì)儲量111.62×104t，相對誤差0.35%，歷史擬合從1997年10月到2011年12月，擬合時間步長為月，共171個時段，各時段單井日產(chǎn)油模擬與實(shí)際比較接近，平均相對誤差0.12%，目的層模型模擬計算累積產(chǎn)油量為3.85×104t，實(shí)際累積產(chǎn)油量3.88×104t，相對誤差0.79%，模型模擬計算采出程度3.45%，實(shí)際采出程度為3.49%，相對誤差為1.14%，模型模擬計算綜合含水34.7%，實(shí)際綜合含水33.8%，絕對誤差為0.9%，達(dá)到了預(yù)測精度要求。

5 加密水平井井位設(shè)計

根據(jù)水平井井位設(shè)計原則［10］，區(qū)塊內(nèi)共設(shè)計加密水平井3口 （見圖5）。結(jié)合剩余油分布情況，考慮加密水平井垂向不同位置，分別選取加密水平井處于模擬層第1、3、5、7、9、10、13、15、17、19、20層作為優(yōu)化參數(shù)，計算不同垂向位置加密水平井指標(biāo)，數(shù)值模擬計算結(jié)果顯示，水平井距目的層頂部1／3處加密水平井累產(chǎn)油最高，含水相對較低，結(jié)合以往水平井鉆井經(jīng)驗(yàn)，確定加密水平井垂向位置為距目的層頂部1／3處。水平井間隔2個直井井距，水平段長度1279～2486m，預(yù)測砂巖厚度3.7～7.1m，預(yù)測有效厚度為3.1～6.1m，單井控制儲量為 （4.89～17.38）×104t。

圖5 茂801區(qū)塊加密水平井設(shè)計井軌跡剖面圖

6 結(jié)論

1）兩步建模法通過垂向網(wǎng)格精細(xì)加密，在對儲層平面精細(xì)刻畫基礎(chǔ)上，能夠精細(xì)表征儲層層內(nèi)垂向物性非均質(zhì)及含油性等屬性分布變化特征，為水平井軌跡設(shè)計提供垂向量化地質(zhì)模型。

2）兩步數(shù)值模擬法確定了加密水平井目的層油層動用狀況及動態(tài)參數(shù)，避免了人工劈分采油井產(chǎn)液量與注水井注水量考慮因素不全、人為因素干擾等影響，能夠更精確地預(yù)測各項(xiàng)開發(fā)生產(chǎn)指標(biāo)，指導(dǎo)加密水平井設(shè)計。

3）應(yīng)用兩步建模與數(shù)值模擬法很好地指導(dǎo)了頭臺油田茂801區(qū)塊加密水平井設(shè)計，有著較好的適用性。

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