蘭麗麗

摘 要：【目的】利用油藏數(shù)值模擬技術計算并模擬油藏開發(fā)歷程中的動態(tài)變化，通過網(wǎng)格內(nèi)的流體流動狀態(tài)及數(shù)值的計算來預測不同預案下的開發(fā)狀況，以預測在不同開采方案下的油氣生產(chǎn)情況。【方法】針對河流相整裝油藏類型，采取有針對性的參數(shù)調(diào)整方法并建立動態(tài)模型，以精細油藏描述成果及三維油藏模型為基礎，以油田投產(chǎn)以來區(qū)塊全部油水井動態(tài)資料為依據(jù)進行研究?！窘Y果】對東營坳陷東部區(qū)塊開展數(shù)值模擬，并對歷史動態(tài)進行精準擬合，整體含水擬合率從85.3%提升至92.7%；總結了本區(qū)塊剩余油分布規(guī)律，提出4個有利開發(fā)區(qū)，增加可采儲量12.3萬t?！窘Y論】油藏數(shù)值模擬方案通過對區(qū)塊整體和單井的擬合，以及數(shù)據(jù)精準描述地層開發(fā)過程及儲層動態(tài)變化，找到剩余油的分布位置，為制定合理的開發(fā)調(diào)整方案提供可信的科學依據(jù)。

關鍵詞：河流相；整裝油藏；數(shù)值模擬；歷史擬合；剩余油

中圖分類號：TE347? ? 文獻標志碼：A? ? ?文章編號：1003-5168（2024）03-0042-06

DOI：10.19968/j.cnki.hnkj.1003-5168.2024.03.009

Application of Reservoir Numerical Simulation in Fluvial Facies

Integrated Reservoirs

LAN Lili

（Shengli Oilfield Geophysical Exploration Research Institute， Dongying 257000，China）

Abstract： [Purposes] This paper aims to use reservoir numerical simulation technology to calculate and simulate the dynamic changes during the development process of the reservoir， predict the development status under different plans through the calculation of fluid flow status and numerical values within the grid， and predict the oil and gas production situation under different development plans. [Methods] Targeted parameter adjustment methods and dynamic model establishment are adopted for the type of fluvial facies integrated oil reservoirs. Based on the results of fine reservoir description and three-dimensional reservoir model， the dynamic data of all oil and water wells in the block since the oilfield was put into operation are used as the basis. [Findings] This article conducted numerical simulation on the eastern block of Dongying Depression， accurately fitting historical dynamics， and increasing the overall water content fitting rate from 85.3% to 92.7%. It also summarized the distribution pattern of remaining oil in this block， proposed four favorable development zones， and increased recoverable reserves by 123 000 tons. [Conclusions] Through the fitting of the whole block and single well， as well as the accurate description of the formation development process and the dynamic change of the reservoir， the numerical simulation scheme of the reservoir can find the distribution position of the remaining oil and provide a credible scientific basis for formulating a reasonable development adjustment scheme.

Keywords： fluvial facies; integrated oil reservoir; numerical simulation; historical fitting; remaining oil

0 引言

油藏數(shù)值模擬方法是一種具象化的模擬計算工具，通過與三維油藏模型相結合，以滲流力學、流體工程力學等計算方法為基礎，研究地層中油、氣、水的滲流規(guī)律、驅(qū)油機理及剩余油分布，從而模擬出油藏整個開發(fā)階段的動態(tài)變化過程。油藏數(shù)值模擬方法的使用開始于20世紀30年代，基礎理論是基于達西滲流定律提出的。當時的模型主要用于預測油藏的動態(tài)變化、采收率和選擇合適的開采方式，直至70年代初才出現(xiàn)第一批商業(yè)化軟件。但由于數(shù)值模擬技術不完善、計算機費用昂貴等缺點，油藏模擬僅用于少數(shù)專家的研究工作。隨著技術的逐步發(fā)展和完善，20世紀80年代初，油藏數(shù)值模擬開始向大型多功能綜合性軟件系列發(fā)展。目前，隨著計算機應用數(shù)學和油藏工程的發(fā)展，油藏數(shù)值模擬方法在石油工業(yè)中得到迅速發(fā)展和廣泛應用，并逐漸成為一種相對成熟的應用技術［1-5］。

1 地質(zhì)概況

目前，華北地區(qū)東部老油田已進入開發(fā)中后期，井網(wǎng)密集，采出程度高，綜合含水高，開發(fā)形勢日趨嚴峻。雖已進入特高含水后期開發(fā)階段，但仍然是油田調(diào)整挖潛的主要陣地，對油田的穩(wěn)產(chǎn)具有重要意義。本次數(shù)值模擬研究以東營坳陷G2區(qū)塊為例，該區(qū)塊是中間高、邊部低的牽引背斜構造，構造比較簡單，地勢平緩，為整裝高滲油氣藏。該區(qū)自1986年投產(chǎn)，目前分Ng4、Ng5和Ng6三套層系開發(fā)，其中Ng4地質(zhì)儲量為665萬 t。目的層總共發(fā)育16個小層，主力層為42、45。主力層儲量占單元總儲量的57.5%。主力層45層整體厚度較小，砂體連片發(fā)育，42層北部層薄、南部砂體連片發(fā)育；非主力層44呈條帶狀分布，其他非主力小層油砂體呈土豆狀零散分布。2004年底開始注聚，注聚地層主要覆蓋Ng4和Ng5兩套層系。2011年中旬整體轉入后續(xù)水驅(qū)，累計注入溶液0.692 PV，注入聚合物23 589 t，提高采收率6.99%。

2 油藏數(shù)值模擬

針對G2區(qū)塊的油藏構造特征、儲層展布特征、流體滲流特征、歷史注采情況等動靜態(tài)資料，前期建立了符合該區(qū)塊的三維地質(zhì)模型。本項目在三維油藏模型的基礎上，開展有針對性地適用于G2區(qū)塊的油藏數(shù)值模擬技術研究。

2.1 建立油藏數(shù)值模擬模型

2.1.1 網(wǎng)格類型的選擇。通過對正交網(wǎng)格、角點網(wǎng)格等網(wǎng)格類型的適用性分析，采用角點網(wǎng)格來建立本次數(shù)值模擬模型。角點網(wǎng)格相較于正交網(wǎng)格更加靈活，可以通過網(wǎng)格的扭轉與變形來更精準地模擬斷層、尖滅、剝蝕、不規(guī)則邊界等地質(zhì)現(xiàn)象，是目前相對來說更加成熟的算法，也是本次數(shù)值模擬的最佳選擇［6］。

2.1.2 數(shù)模模型的網(wǎng)格設計。

①建立網(wǎng)格的原則。數(shù)值模擬網(wǎng)格是在地質(zhì)模型網(wǎng)格的基礎上得到的。在建立網(wǎng)格時遵循了以下幾條原則：一是在條件允許的情況下盡量使網(wǎng)格正交，而且盡量使網(wǎng)格保持均勻；二是雖然角點網(wǎng)格已經(jīng)非常成熟，但在建立角點網(wǎng)格時不要過分扭曲網(wǎng)格；三是網(wǎng)格的走向應該與油藏內(nèi)流體的流動方向大體一致，其是網(wǎng)格劃分應該遵守的最重要的一條原則，基于這一原則，考慮大部分水平井的走向，在主斷層設置網(wǎng)格控制線，使網(wǎng)格與主要大斷層的走向一致，以保證油藏內(nèi)大部分的水平井走向大致與網(wǎng)格方向一致；五是 DX/DY 基本接近于1；六是井與井之間應不少于三個網(wǎng)格。

②平面網(wǎng)格劃分。目前，數(shù)值模擬要求越來越精細，但計算機硬件是制約計算速度的瓶頸。為了建立現(xiàn)有的計算機條件下更精細的模型，對平面網(wǎng)格步長選擇10 m、20 m、30 m建立三個模型進行優(yōu)化選擇。通過對三種規(guī)模的模型進行比較，在計算速度能接受的條件下，選擇了步長為20 m的網(wǎng)格，使模型較為精細地體現(xiàn)油藏的非均質(zhì)性。

③縱向網(wǎng)格劃分?？v向上網(wǎng)格步長的選擇，主要考慮兼顧計算速度和計算精度。在油層和油水過渡帶，縱向網(wǎng)格步長基本保持0.5 m一個網(wǎng)格。最終確定網(wǎng)格規(guī)模為136×196×32個，總數(shù)為852 992 個，其中有效網(wǎng)格143 796個。

2.1.3 構造模型和儲層模型。油藏數(shù)值模擬模型中的構造模型和儲層模型由前期建立的三維地質(zhì)模型粗化得到。模型粗化是使細網(wǎng)格的精細地質(zhì)模型“轉化”為粗網(wǎng)格模型的過程。在這一過程中，用一系列等效的粗網(wǎng)格去“替代”精細模型中的細網(wǎng)格，并使該等效網(wǎng)格模型能反映原模型的地質(zhì)特征及流動響應［7］。根據(jù)數(shù)模的要求，需要輸出粗化的孔滲模型、凈毛比模型。凈毛比模型、孔滲模型均為標量，在粗化時主要應用算術平均法和均方根法進行粗化。其中凈毛比采用體積加權，孔滲采用體積和凈毛比加權，從而使粗化的模型能夠真實反映原模型的地質(zhì)特征及流動響應［8］。

2.1.4 流體模型。

①油水相對滲透率。根據(jù)區(qū)塊的2口取芯井開發(fā)試驗資料，得出該區(qū)塊的相對滲透率曲線，如圖1所示，用于該油藏的模擬計算。由圖1可以計算得出：原始含油飽和度為0.665，流動水飽和度為0.345，殘余油飽和度為0.203。

②高壓物性參數(shù)。根據(jù)油井投產(chǎn)初期實際生產(chǎn)資料，Ng1+2～Ng4小層地面脫氣原油密度為0.96 g/cm3，地面原油黏度為1 066 mPa·s，地下原油密度為0.89 g/cm3，地下原油黏度為38 mPa·s。

2.2 動態(tài)模型

該模擬整理了148口油井和45口水井的生產(chǎn)、射孔和措施數(shù)據(jù)。從1986年8月至2019年3月每個月劃分一個時間階段，使生產(chǎn)作業(yè)史與實際作業(yè)情況保持一致。生產(chǎn)作業(yè)史包括射孔、補孔、改層、封堵、壓裂、酸化、封井等措施作業(yè)的具體時間和井深，結合井的注采動態(tài)數(shù)據(jù)及產(chǎn)量，通過SCHEDULE模塊，建立油藏的動態(tài)模型［9-10］。

2.3 歷史擬合

在研究區(qū)數(shù)值模擬過程中，充分應用建模數(shù)模一體化技術，針對二元驅(qū)階段開發(fā)特點，通過相滲曲線、油水界面、黏濃關系、界面張力、非可及孔隙體積等參數(shù)的調(diào)整，完成了研究區(qū)的歷史擬合。

2.3.1 參數(shù)可調(diào)整范圍。在歷史擬合過程中，如果單以實際油藏動態(tài)數(shù)據(jù)來確定模型參數(shù)，則參數(shù)調(diào)整自由度較大，導致矛盾較多。為了避免參數(shù)調(diào)整的隨意性，根據(jù)資料來源和質(zhì)量確定參數(shù)的調(diào)整次序和原則。

①盡量不做調(diào)整的參數(shù)。一是儲層孔隙度、有效厚度數(shù)據(jù)來自測井解釋資料，井點處參數(shù)一般不做調(diào)整，對井間插值的結果可作適當修改；二是對構造形態(tài)、儲層、厚度不作調(diào)整；三是對地層水、原油的PVT參數(shù)不作調(diào)整。

②可以適當調(diào)整的參數(shù)：一是水區(qū)能量和巖石壓縮系數(shù)是調(diào)整油藏能量的主要參數(shù)；二是相對滲透率曲線和毛管壓力曲線可作為擬合含水和產(chǎn)水量的主要調(diào)整參數(shù)；三是滲透率參數(shù)主要來源于測井解釋結果，誤差較大，因此滲透率特別是方向滲透率可作一定的調(diào)整 ［11-13］。

2.3.2 油藏開發(fā)指標的擬合。研究區(qū)歷史擬合包括整體地層壓力、綜合含水、單井含水率、產(chǎn)量等數(shù)據(jù)的擬合。在擬合的過程中，通過在參數(shù)合理的調(diào)整范圍以內(nèi)，對儲層的參數(shù)進行調(diào)整，從而達到更高的擬合精度。

①主要修改參數(shù)。該模擬采取的是定液量生產(chǎn)，所以單井和區(qū)塊的計算液量和實際資料是一致的。為了提高單井產(chǎn)水量和含水率的擬合精度，首先整理區(qū)塊所有注采井的注采資料，繪制所有生產(chǎn)井與注水井的單井生產(chǎn)曲線，分析單井生產(chǎn)狀況與含水變化的原因，有目的地修改油藏參數(shù)［14］。主要根據(jù)各井含水情況不同，對以下參數(shù)進行了調(diào)整：一是水區(qū)能量；二是在油水相滲曲線基礎上，對該曲線進行插值和光滑處理，并進行細微調(diào)整；三是根據(jù)各井二次解釋的有效厚度適當修改毛管壓力，以調(diào)整各井區(qū)的油水過渡帶的大小；四是在模擬水驅(qū)油的過程中，對滲透率特別是垂向滲透率做了一定程度的調(diào)整；五是擬合底水錐進時，對夾層的滲透性進行了調(diào)整。

②區(qū)塊擬合結果。此次模擬對151口油井進行了歷史擬合，擬合較好的井有132口，占87.4%，表明油藏的總體擬合效果較好，可以較精準地表征整體區(qū)塊在開發(fā)過程中的地層變化、流體流動特征等，也為后面剩余油分布規(guī)律研究和方案預測提供更精準的參考，如圖2、圖3 所示。

③單井動態(tài)指標擬合。區(qū)塊動態(tài)指標擬合反映的是整個開發(fā)變化規(guī)律，由于儲層空間的非均質(zhì)性，即使區(qū)塊指標擬合良好，也會存在局部擬合上的較大誤差。因此，必須在區(qū)塊擬合的基礎上進行單井動態(tài)歷史擬合，以期從宏觀到微觀把握油藏動態(tài)規(guī)律，提高后期預測分析的精度［15］。單井含水率的擬合主要是通過對相對滲透率曲線端點標定與修正來達到單井含水率擬合的目的。由于油井計算控制條件是定液生產(chǎn)，在含水擬合完成后，日產(chǎn)油指標自然得到較好的反映，具體如圖4、圖5所示。

3 剩余油分布規(guī)律

研究區(qū)Ng4單元自1986年投產(chǎn)以來，經(jīng)歷了天然能量、水驅(qū)、聚驅(qū)、后續(xù)水驅(qū)等開發(fā)階段，綜合含水率高達96.5%，采出程度為30.3%。隨著儲層及動態(tài)認識的不斷深入，暴露出構造變化較大、注采流線固定、平面層間矛盾突出等問題， 因此有必要對研究區(qū)精細地質(zhì)和剩余油分布進行研究，以進一步提高采收率。

3.1 平面剩余油分布特征

3.1.1 部分構造邊部剩余油相對富集。A井：南部剩余油飽和度達0.64，儲量豐度達45×104 t/km2； B井：東北部剩余油飽和度達0.63，儲量豐度達63×104 t/km2，具體如圖6、圖7所示。

3.1.2 油藏內(nèi)部無井控制處剩余油相對富集。C井：東部剩余油飽和度達0.64，儲量豐度達52×104? t/km2；D井：南部的剩余油飽和度達0.62，儲量豐度達44×104? t/km2，具體如圖8、圖9所示。

3.1.3 無井控制的獨立砂體剩余油相對富集。研究區(qū)部分小層砂體較零散，獨立砂體發(fā)育，其中部分砂體無生產(chǎn)井，剩余油比較富集，如Ng44的F井西北部，具體如圖10、圖11所示。

3.2 縱向剩余油分布特征

本次數(shù)模Ng4單元總共10個小層，主力層為42、45小層，主力層儲量占單元總儲量的72.1%；非主力層32、35、41、43、44儲量占總儲量的26.7%；低儲量層為31、33、34，儲量占總儲量的1.2%。

3.2.1 低儲量層基本處于未開發(fā)狀態(tài)。低儲量油層31、33、34剩余油呈土豆狀零散分布，含油面積小，儲量低。某井1992年1月鉆開34層，1992年3、4月與42層合采，產(chǎn)量低，時間短。 31、33層無油水井，完全處于未開發(fā)狀態(tài)。這3層由于含油面積小儲量低，在后期的開發(fā)方案調(diào)整中也基本不予考慮，具體如圖12、圖13所示。

3.2.2 非主力油層開發(fā)效果較差，但部分層還有一定的開發(fā)潛力。非主力油層由于砂體不連片，呈土豆狀零散分布，井網(wǎng)很難完善，注采對應率也很低，因此開發(fā)效果較差。如Ng32、Ng35、Ng41層地質(zhì)儲量、剩余儲量及采出程度都很低。但Ng43、Ng44砂體相對較好，尤其Ng44呈條帶分布，儲量相對較多，剩余儲量較豐富，具有一定的開發(fā)潛力，具體如圖14、圖15所示。

3.2.3 主力油層開發(fā)效果較理想。主力層Ng42、Ng45 的地質(zhì)儲量、采出程度及剩余儲量較高，開發(fā)效果較理想。主要原因：一是儲層發(fā)育好，砂體連片分布，油藏連通性好；二是注采井網(wǎng)相對較完善，注采對應率高，具體如圖16、圖17所示。

3.2.4 剩余油主要分布在主力油層。研究區(qū)Ng3-4小層儲量統(tǒng)計如圖18所示。由圖18可知，主力油層Ng42、Ng45的地質(zhì)儲量和累積產(chǎn)油量都比其他層高，開發(fā)效果最好，同時剩余儲量也最多，分別占總儲量的27.88%和38.12%，是下一步挖潛的重點。

4 結論

①在特高含水開發(fā)后期，儲層特征、地層含油性等較開發(fā)初期有很大的變化，通過油藏數(shù)值模擬來演化開發(fā)過程中的動態(tài)變化已成為老區(qū)油藏描述中不可或缺的工具，其研究成果可直接應用于油田的實際生產(chǎn)，并已經(jīng)取得較好的應用效果。

②對于不同類型油藏的實際情況，可制定有針對性的開發(fā)方案。針對不同沉積相油藏、不同流體特征油藏等，可通過調(diào)整相應參數(shù)來進行精準模擬，最終確定剩余油分布規(guī)律，為下一步預測與挖潛提供依據(jù)。

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