盧家亭，劉道杰，高賀存，溫玉煥，修德艷

(中油冀東油田分公司，河北 唐山 063004)

?

構(gòu)造-巖性油藏剩余油分布數(shù)值模擬模型研究

盧家亭，劉道杰，高賀存，溫玉煥，修德艷

(中油冀東油田分公司，河北 唐山 063004)

構(gòu)造-巖性油藏地質(zhì)條件差、油水關(guān)系分布復(fù)雜，經(jīng)過長時間注水開發(fā)，使得該類型油藏剩余油分布規(guī)律更加難以描述，同時也對油藏下步挖潛的方向及調(diào)整方案的編制帶來更大困難。在精細地質(zhì)建模的基礎(chǔ)上，綜合考慮構(gòu)造-巖性油藏地層沉積旋回、垂向非均質(zhì)性及儲量分布特征，對層內(nèi)泥巖和干層進行特殊處理，建立描述該類型油藏剩余油分布的數(shù)值模擬模型。實例分析表明，建立的模型模擬小層含油飽和度分布及儲量豐度分布與動態(tài)分析結(jié)果一致，可用于描述構(gòu)造-巖性油藏剩余油的分布狀況。

構(gòu)造-巖性油藏；數(shù)值模擬；剩余油分布；歷史擬合；高3106斷塊

引 言

構(gòu)造-巖性油藏油層薄、多、散、雜，四性特征復(fù)雜多變，油氣富集規(guī)律不清，預(yù)測油藏剩余油分布規(guī)律難度大。國內(nèi)外文獻通過巖心分析方法、測井方法、開發(fā)地質(zhì)學(xué)方法、地震技術(shù)、微型圈閉法、示蹤劑測試法、物質(zhì)平衡法、現(xiàn)代試井解釋法及微觀仿真模擬技術(shù)等方法[1-7]研究塊狀油藏剩余油分布具有較強的實用性，而對于特征復(fù)雜的構(gòu)造-巖性油藏，則需要采用以滲流理論為基礎(chǔ)的數(shù)值模擬技術(shù)，通過求解差分方程組，獲得每個網(wǎng)格點的壓力及飽和度分布，從而計算整個油層中飽和度在時間及空間上的變化，實現(xiàn)定量描述剩余油分布[8-9]。

以典型構(gòu)造-巖性油藏為例，在油藏精細描述的基礎(chǔ)上，考慮儲層沉積、儲層物性及油層分布特征，通過對層內(nèi)泥巖和干層進行特殊處理，建立該類型油藏剩余油分布數(shù)值模擬模型，獲得與油藏實際更為接近的剩余油分布規(guī)律，為該類型油藏剩余油后續(xù)挖潛提供了重要依據(jù)。

1 油藏概況

高3106斷塊構(gòu)造上位于渤海灣含油氣盆地南堡凹陷北部，為典型的構(gòu)造-巖性油藏，砂體多，面積小，斷塊內(nèi)共有127個油砂體，其中含油面積小于0.1 km2的油砂體占68.5%，石油地質(zhì)儲量占28.93%；含油面積大于0.3 km2的油砂體僅占6.30%，石油地質(zhì)儲量占26.4%。該油藏埋深為3 200～3 950 m，縱向上分為4個油層組76個小層，小層平均厚度為8.5 m，平均滲透率極差為58.7，變異系數(shù)為1.82，突進系數(shù)為15.2，具有較強的非均質(zhì)性。該斷塊于1982年投入開發(fā)，截至2014年6月，斷塊共有油井11口，注水井6口，日產(chǎn)油為6.4 t/d，日產(chǎn)液為77.3 m3/d，綜合含水為94.7%，累計產(chǎn)油31.11×104t，采出程度僅為10.8%。經(jīng)過20多年的注水開發(fā)，油藏剩余油分布較為復(fù)雜，認識難度大，給油藏下步挖潛帶來了較大困難。

2 模型的建立

2.1 物性參數(shù)模型

應(yīng)用petrel軟件根據(jù)油藏儲層隨機建模的研究成果，建立高3106斷塊精細地質(zhì)模型，對模型網(wǎng)格粗化后，得到各層的頂?shù)咨疃?、凈厚比、孔隙度、滲透率、飽和度網(wǎng)格數(shù)據(jù)場，直接用于建立數(shù)值模擬靜態(tài)地質(zhì)模型。網(wǎng)格粗化時，一般對孔隙度采用算術(shù)平均法，滲透率粗化采用全張力計算方法[9]。采用角點網(wǎng)格[8]。為精細模擬該油藏，同時考慮后續(xù)井網(wǎng)的部署，在網(wǎng)格粗化時，平面網(wǎng)格步長取25 m×25 m，目前該斷塊平均井距為220 m左右，保證2口井之間有8～9個網(wǎng)格，X方向51個網(wǎng)格，Y方向40個網(wǎng)格。為精確描述垂向上非均質(zhì)性和剩余油分布特點，充分暴露層間矛盾，根據(jù)地層沉積旋回、主力層和非主力層的分布特點，將主力層分為3～4個網(wǎng)格，非主力層1層1個網(wǎng)格，這樣縱向上Ⅰ—Ⅳ油層組76個小層分為140個網(wǎng)格，模型網(wǎng)格總數(shù)為285 600個。

2.2 數(shù)值模擬參數(shù)選取

高3106斷塊油藏是受斷層、巖性和油水界面多種因素控制的構(gòu)造-巖性油藏。高3106斷塊油氣比較高，因此選用三維三相黑油模型進行模擬，模擬所需資料主要有：①油藏地質(zhì)參數(shù)，包括油藏深度、砂層厚度、有效厚度、滲透率、孔隙度等；②平衡區(qū)物性常數(shù)，包括原始油藏壓力、原始飽和壓力、油水界面以及界面對應(yīng)處的毛管壓力等；③特殊巖心分析數(shù)據(jù)，包括油水和氣水相對滲透率曲線、巖石壓縮系數(shù)；④原油高壓物性PVT數(shù)據(jù)，包括油相體積系數(shù)、油相壓縮系數(shù)、油的黏度等隨壓力變化的曲線；⑤地層水物性常數(shù)，包括水黏度、密度和壓縮系數(shù)等；⑥動態(tài)數(shù)據(jù)，包括井位、井別、完井?dāng)?shù)據(jù)、產(chǎn)注量和壓力等。

3 歷史擬合方法研究

3.1 歷史擬合方法

油藏歷史擬合是應(yīng)用實際動態(tài)數(shù)據(jù)對地質(zhì)模型進行校驗，使模擬的動態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)與實際數(shù)據(jù)基本一致。對該斷塊及單井生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合時，以1個月為1個時間點，采用定油生產(chǎn)方式，分別從斷塊指標(biāo)、井組指標(biāo)及單井指標(biāo)等3個方面進行擬合。模型差分方程組用全隱式方法求解，迭代最大時間步長為10 d，最大迭代次數(shù)為50次，這樣既保證迭代計算的收斂性，又保證了模型的穩(wěn)定性。

為達到最佳擬合精度，擬合過程中對儲層孔隙度、有效厚度、絕對滲透率、相對滲透率曲線及單井狀況變化、傳導(dǎo)率等參數(shù)在合理范圍內(nèi)進行調(diào)整。

3.2 原始石油地質(zhì)儲量擬合方法

在石油地質(zhì)儲量擬合過程中，依據(jù)有利鉆井及測井解釋資料，結(jié)合油藏生產(chǎn)動態(tài)分析，確定不同層位的油水界面，然后對凈毛比和孔隙度等參數(shù)進行適當(dāng)調(diào)整，從而擬合出更為準(zhǔn)確的石油地質(zhì)儲量，使得該儲量與容積法計算石油地質(zhì)儲量保持在誤差范圍內(nèi)，同時單層石油地質(zhì)儲量擬合誤差應(yīng)小于1%。

3.3 開發(fā)指標(biāo)擬合方法

該斷塊開發(fā)指標(biāo)主要擬合產(chǎn)油量和綜合含水，保證相對誤差小于5%；單井指標(biāo)擬合在斷塊指標(biāo)擬合的基礎(chǔ)上，對單井產(chǎn)油量及含水等指標(biāo)進行擬合。由于斷塊內(nèi)多數(shù)井生產(chǎn)周期長，加之多層合采，作業(yè)頻繁，致使產(chǎn)量波動大，給擬合帶來一定難度。對于這種情況，通過對相對滲透率曲線、油水黏度比、壓力及傳導(dǎo)率進行修正，使得單井?dāng)M合率提高至81.8%，達到歷史擬合精度的基本要求。

4 剩余油分布規(guī)律

剩余油的形成與分布主要受沉積相、構(gòu)造、儲層非均質(zhì)性以及井網(wǎng)條件的控制[6]，也就是說，剩余油分布主要是由地質(zhì)因素和開發(fā)因素決定。從地質(zhì)角度來講，高3106斷塊屬于扇三角洲沉積，經(jīng)過20多年的注水開發(fā)，一些主力層存在不同程度的水淹。平面上，主河道砂體規(guī)模大，平面連續(xù)性好，井網(wǎng)對砂體的水驅(qū)控制程度高，水淹區(qū)面積大；分支河道由于砂體規(guī)模小，井網(wǎng)對砂體的水驅(qū)程度控制低，水淹區(qū)面積小，在主流線方向，同一沉積微相砂體水線推進速度快于非主流線，剩余油分布于砂體邊角部位(圖1)。縱向上，層間和層內(nèi)非均質(zhì)性嚴(yán)重，層間非均質(zhì)性導(dǎo)致物性好的儲層水淹嚴(yán)重，剩余油主要分布在物性較差的儲層內(nèi)，層內(nèi)非均質(zhì)性造成正韻律儲層底部水洗嚴(yán)重，剩余油主要分布在小層中上部；反韻律儲層頂部水洗嚴(yán)重，剩余油主要分布在小層中下部[8]。

從開發(fā)角度來講，目前剩余油分布仍然比較集中，平面上主要分布在沿構(gòu)造高部位、砂體邊部和斷層方向形成的條帶狀油區(qū)，注水井間及注水井與邊水間形成的通道式存油區(qū)，基本未動用或動用程度差的含油區(qū)，還有由于砂體和井網(wǎng)之間的匹配不好，原井網(wǎng)雖然有井鉆遇，但有注無采、有采無注或無注無采等形成的剩余油(圖2)。縱向上，由于生產(chǎn)層位多，層間差異大，層間干擾的結(jié)果是使部分油層動用程度低或基本沒有動用。目前井網(wǎng)下生產(chǎn)狀況較好、水驅(qū)控制程度高的主力層，采出程度高，剩余油飽和度低；水驅(qū)控制程度較低、生產(chǎn)狀況不好的部分次主力層、非主力層，采出程度低，剩余油飽和度高。

圖1 高3106斷塊小層含油飽和度分布

圖2 高3106斷塊小層水淹情況

5 實例應(yīng)用

利用擬合的數(shù)值模擬模型，分別計算高3106斷塊Ⅱ12和Ⅲ20小層含油飽和度。通過產(chǎn)注剖面、示蹤劑及生產(chǎn)動態(tài)特征分析油層受效情況，繪制斷塊Ⅱ12和Ⅲ20小層水淹圖，其水淹情況與模型模擬Ⅱ12和Ⅲ20小層含油飽和度基本一致，進一步說明了模型模擬剩余油分布的可靠性。

利用數(shù)值模擬模型計算斷塊目前含油飽和度分布(圖3)，再利用容積法計算斷塊目前剩余儲量，得到斷塊的剩余儲量豐度(圖4)。利用數(shù)值模擬模型及油藏工程方法重新優(yōu)化油藏開發(fā)技術(shù)政策，按150 m井距三角形反七點面積井網(wǎng)對斷塊進行加密，數(shù)值模型對斷塊開發(fā)指標(biāo)進行預(yù)測，開發(fā)15 a后，斷塊采出程度可由目前的10.8%提升至17.85%，同時預(yù)測最終采收率(含水98%時)可達21.8%，具有較好的開發(fā)效果和可觀的經(jīng)濟效益。

圖3 高3106斷塊含油飽和度分布圖

圖4 高3106斷塊儲量豐度分布圖

6 結(jié) 論

(1) 利用數(shù)值模擬模型對構(gòu)造-巖性油藏剩余油分布進行分析，將水線推進規(guī)律與剩余油飽和度分布規(guī)律對比，擬合效果好，相識度高，可信度高，為定性分析剩余油情況和下步挖潛奠定了堅實的基礎(chǔ)。

(2) 實例對比分析表明，利用剩余油描述成果，通過挖潛可將斷塊采出程度從10.80%提高至17.85%，獲得較好的開發(fā)效果。

(3) 利用數(shù)值模型模擬的剩余油分布結(jié)果，通過井網(wǎng)加密、層系重組及控水穩(wěn)油等方法可提高水驅(qū)動用程度，從而提高構(gòu)造-巖性油藏整體的開發(fā)效果。

[1] 謝俊，張金亮.剩余油描述與預(yù)測[M].北京：石油工業(yè)出版社，2003：1-13.

[2] 于海麗，程時清，張利軍，等.根據(jù)油井含水率確定分層剩余油飽和度的圖版法[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2011，30(2)：105-109.

[3] 李志鵬，林承焰，李潤澤，等. 利用油氣勢能預(yù)測油藏開發(fā)后期剩余油富集區(qū)[J].特種油氣藏，2009，19(2)：69-72.

[4] 鄭艦，李順明，康波，等.溫米油田輕質(zhì)油藏高含水期剩余油分布與技術(shù)對策[J].油氣地質(zhì)與采收率，2012，19(5)：104-107.

[5] 李音，張立秋，丁一，等.提高特高含水期油田剩余油描述精度的方法[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2011，30(2)：65-70.

[6] 劉衛(wèi)，林承焰，楊永智，等.窄薄砂巖油藏儲層非均質(zhì)性綜合評價與剩余油分布——以葡北油田三斷塊葡Ⅰ油層組為例[J].油氣地質(zhì)與采收率，2010，17(1)：37-40.

[7] 楊柏，楊少春，姜海波，等.勝坨油田儲層非均質(zhì)性及與剩余油分布的關(guān)系[J].特種油氣藏，2009，16(4)：67-70.

[8] 劉道杰，田中敬，孫彥春，等.滲透率級差對底水油藏剩余油分布規(guī)律影響研究[J].特種油氣藏，2013，20(3)：82-85.

[9] 魏兆亮，黃尚軍．高含水期油藏數(shù)值模擬技術(shù)和方法[J]．西南石油大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2008，28(1)：103-105．

編輯 姜 嶺

20141027；改回日期：20150205

國家重大專項“渤海灣盆地黃驊坳陷灘海開發(fā)技術(shù)示范工程”(2011ZX05050)

盧家亭(1976-)，男，工程師，1999年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程專業(yè)，2007年畢業(yè)于該校油氣田開發(fā)專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)從事油藏工程及數(shù)值模擬工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.02.028

TE319

A

1006-6535(2015)02-0111-04