周 蕓,張烈輝，羅建新，許明揚

(1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都 610500；2.中國石油新疆油田分公司采油一廠，新疆克拉瑪依 834000)

M油藏剩余油分布數(shù)值模擬研究

周 蕓1,張烈輝1，羅建新1，許明揚2

(1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都 610500；2.中國石油新疆油田分公司采油一廠，新疆克拉瑪依 834000)

低滲透油藏；注水開發(fā)；數(shù)值模擬；歷史擬合；剩余油分布

我國廣泛發(fā)育低滲—特低滲油藏。據(jù)前人統(tǒng)計，2000年以來，低滲-特低滲油藏的儲量占比迅速上升，已成為儲量增長的主體，近5年來其占比已達到67%[1]。低滲—特低滲油藏通常采用注水開發(fā)的方式補充地層能量，保持油藏壓力，從而進行有效開發(fā)。M油藏含油面積為2 km2，石油地質(zhì)儲量為140×104t。該油藏注水開發(fā)時間較長，早期水驅(qū)開發(fā)效果較好；但后期效果不理想，目前平均日產(chǎn)油7 t，綜合含水41%，采出程度不到10%。為改善油藏開發(fā)狀況，有必要進行剩余油分布研究。研究剩余油分布的方法很多，其中油藏數(shù)值模擬法能最為形象和直觀地再現(xiàn)油水在地下的運動及剩余油在儲層空間的分布情況[2-4]。本文結(jié)合M油藏的地質(zhì)背景和動靜態(tài)資料，建立精細地質(zhì)模型并進行生產(chǎn)動態(tài)擬合，分析剩余油飽和度分布情況，為合理高效開發(fā)M油藏提供指導。

1 地質(zhì)特征

2 油藏數(shù)值模擬研究

2.1 模擬軟件及模型參數(shù)

數(shù)值模擬采用ECLIPSE數(shù)模軟件，選用單孔介質(zhì)的三維三相黑油模型。該軟件具有計算速度快、穩(wěn)定性好、前后處理功能強的優(yōu)點[5]，完全能滿足本次數(shù)值模擬研究的需要。數(shù)值模擬所需數(shù)據(jù)主要包括：

(1)表格數(shù)據(jù)：油氣PVT數(shù)據(jù)、水及巖石PVT數(shù)據(jù)、油水相對滲透率曲線、毛管壓力曲線。

(2)網(wǎng)格數(shù)據(jù)：油藏頂面海拔深度、砂層有效厚度及孔、滲、飽參數(shù)。

(3)動態(tài)數(shù)據(jù)：完井數(shù)據(jù)、生產(chǎn)數(shù)據(jù)、壓力數(shù)據(jù)。

2.2 網(wǎng)格劃分

針對研究區(qū)油藏的具體情況和研究內(nèi)容，根據(jù)井距大小，M油藏平面上將網(wǎng)格步長設計為50 m左右。為了對該油藏開展精細模擬，搞清縱向上的剩余油分布，根據(jù)油藏儲層物性、油層分布及生產(chǎn)特征，將每個單層定為1個模擬層。網(wǎng)格系統(tǒng)為：X方向89個節(jié)點，Y方向154個節(jié)點，Z方向9個模擬層，網(wǎng)格總數(shù)為89×154×9=123354個。

2.3 歷史擬合

歷史擬合是油藏數(shù)值模擬的關(guān)鍵，它的符合程度既是驗證地質(zhì)模型的重要指標和依據(jù)，又是衡量模擬結(jié)果可靠程度的依據(jù)[6]。擬合精度愈高，則所模擬的剩余油分布及地層壓力就愈符合地下實際，所得到的含油飽和度分布就愈準確。

對M油藏生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行擬合時，以1個月為時間步長，采用生產(chǎn)井定油量、注水井定注入量的生產(chǎn)方式，進行全區(qū)和單井的擬合。擬合過程中對儲層滲透率、相對滲透率曲線、地層系數(shù)KH值及表皮系數(shù)等參數(shù)在合理范圍內(nèi)進行調(diào)整，以達到較好的擬合結(jié)果。

儲量擬合是歷史擬合的首要步驟[7]，本次數(shù)值模擬分別進行全區(qū)儲量擬合和單層的儲量擬合。結(jié)果顯示，模擬地質(zhì)儲量和油藏描述計算的地質(zhì)儲量基本吻合，M油藏模擬地質(zhì)儲量為137.7×104t，相對誤差低于2.0%，表明地質(zhì)模型具有較高的準確性。

生產(chǎn)歷史擬合中采取先整體再局部的步驟，其中全區(qū)動態(tài)指標主要擬合產(chǎn)油量和含水。由于生產(chǎn)井已定產(chǎn)油量，所以全區(qū)及單井的產(chǎn)油量自然得到擬合。只要含水擬合得當，產(chǎn)水量及產(chǎn)液量也自然得到擬合。M油藏由于平面和縱向上的非均質(zhì)性，在含水擬合時選用了多條相滲曲線來表征各小層內(nèi)流體滲流機理。通過調(diào)整相滲曲線端點擬合見水時間，調(diào)整相滲曲線形態(tài)擬合單井含水。另外，開發(fā)過程中的層間干擾、井間干擾等都會影響含水的變化；因此除了相滲曲線，還需要調(diào)整滲透率分布及各井的表皮因子，滲透率變化范圍可調(diào)±50%左右。油藏及單井含水擬合結(jié)果如圖1、圖2所示，含水變化趨勢與油田實際情況一致，見水時間擬合較好，單井含水擬合符合率為88%，達到歷史擬合精度的基本要求。

3 剩余油分布狀況

圖1 M油藏含水擬合曲線

圖2 W022井含水擬合曲線

圖3 M油藏地質(zhì)儲量分布圖

圖4 M油藏小層含油飽和度分布圖

4 剩余油影響因素分析

剩余油分布的影響因素可分為地質(zhì)因素和開發(fā)因素，前者包括儲層發(fā)育程度、儲層非均質(zhì)性、構(gòu)造等，后者主要指注采系統(tǒng)、井網(wǎng)完善程度[8]、采出程度等。M油藏剩余油分布的主控因素包括以下幾點：

圖5 M油藏小層沉積微相圖

(3)M油藏北部受近東西走向的X斷裂封堵，西部受近南北走向的Y斷裂封堵。斷層沿線的井距離斷層有一定距離，難以有效控制斷層附近的儲量。

(4)M油藏屬于低滲油藏，采用960×480×180矩形井網(wǎng)，經(jīng)過多年注水開發(fā)，目前水驅(qū)儲量控制程度為42.03%，水驅(qū)儲量動用程度為30.90%，水驅(qū)效果不理想。從B32小層剩余油分布圖可見，由于井距偏大，剩余油主要分布在注入水未波及的廣大區(qū)域。另外，M油藏局部注采井網(wǎng)不完善，從W042井到W2井的區(qū)域內(nèi)井距過大，儲量未被有效動用，且W2井處只有油井，沒有形成注采井網(wǎng)，僅靠天然能量采出少量原油，造成剩余油富集。

5 結(jié)論

(1)利用M油藏地質(zhì)模型對地質(zhì)儲量、產(chǎn)量及含水進行歷史擬合，擬合結(jié)果與實際情況基本一致。

(5)注采系統(tǒng)的完善程度是控制剩余油分布的另一個關(guān)鍵因素。M油藏目前注采比為1∶3，井距偏大，水驅(qū)控制程度低，剩余油集中在注入水未波及的區(qū)域；且局部注采井網(wǎng)不完善，儲量動用程度低，剩余油潛力大。

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The Numerical Simulation Study of Remaining Oil Distribution in M Reservoir

Zhou Yun1, Zhang Liehui1, Luo Jianxin1, Xu Mingyang2

(1.StateKeyLaboratoryofOil&GasReservoirGeologyandExploitation,Chengdu,Sichuan610500,China; 2.NO.1OilProductionPlantofXinjiangOilfieldBranchCompany,PetroChina,Karamay,Xinjiang834000,China)

M reservoir is low permeability reservoir, its reservoir physical property is poor, and water flooding effect is not ideal. In order to understand remaining oil distribution and improve development effect, numerical simulation was carried out. Black oil model of ECLIPSE was used in this study, history matching of reserves, moisture content and production has been done. Reserves has an error of 1.6%, which prove the geological model is reliable. Moisture content and production fitting results are good, so that reliable result of remaining oil distribution is obtained. Then effect factors was analyzed, the results show that the remaining oil distribution of M reservoir is mainly effected by reservoir heterogeneity and incomplete well pattern. The remaining oil vertically focus on the B23and B14layers, while horizontally mainly effected by reservoir heterogeneity caused by sedimentary microfacies, so that injection water prefer to flow through the area of high permeability. Affected by large well spacing and incomplete well pattern, the remaining oil by water flooding process is distributed in large area.

low permeability oilfield; water flooding； numerical simulation； history matching； distribution of remaining oil

“三維大變化尺度縫洞型碳酸鹽巖油藏流體流動規(guī)律及流—固耦合綜合模型研究”(51374181)資助。

周蕓，女，在讀碩士研究生，主要從事油藏工程及數(shù)值模擬研究。郵箱：zhouy_swpu@163.com.

TE319

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