水平井精細地質(zhì)建模及數(shù)值模擬技術(shù)研究

白軍輝

（大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠，黑龍江 大慶 163113）

水平井精細地質(zhì)建模及數(shù)值模擬技術(shù)研究

白軍輝

（大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠，黑龍江 大慶 163113）

薩北油田開發(fā)至今已進入特高含水期，尤其是厚油層頂部剩余油挖潛成為難以攻克的難題，利用水平井開采已成為該項難題的有效技術(shù)手段，現(xiàn)已逐步得到應(yīng)用。文中利用厚層精細地質(zhì)建模、夾層粗化、近井模型和多段井描述等相關(guān)技術(shù)，實現(xiàn)水平井三維地質(zhì)建模及數(shù)值模擬一體化研究，并完善水平井多學(xué)科研究技術(shù)流程。通過對北部過渡帶B5-8-A53水平井的數(shù)值模擬分析，優(yōu)選出該水平井下泵時機、井日產(chǎn)液量和生產(chǎn)壓差。研究結(jié)果表明，下泵時含水率為10%左右、合理產(chǎn)液量為50 t·d-1、合理生產(chǎn)壓差保持在2.0 MPa以下時，開發(fā)效果最為理想。

水平井；地質(zhì)建模；模型粗化；數(shù)值模擬

1 水平井建模及數(shù)值模擬技術(shù)

1.1 精細地質(zhì)模型的建立

精細地質(zhì)模型的關(guān)鍵是單井?dāng)?shù)據(jù)精細化和縱向網(wǎng)格精細化［1］。首先將厚層內(nèi)部巖性劃分為泥巖、河道、河間、一類砂巖、二類砂巖、層間隔層及層內(nèi)夾層7種巖性，分別用0，1，2，3，4，5，6表示。利用地質(zhì)數(shù)據(jù)細分方法將單井?dāng)?shù)據(jù)細分，縱向精度為0.05 m，并對每一深度的巖性分別進行判別、賦值。利用劈分后單井?dāng)?shù)據(jù)建立縱向網(wǎng)格步長為0.1 m的精細模型，可準(zhǔn)確描述厚層內(nèi)部的微幅構(gòu)造及隔夾層。

1.2 模型粗化方法可行性分析

夾層模型是利用井點夾層數(shù)據(jù)進行插值得到的，因此。井點夾層和周圍同層位的夾層構(gòu)成了夾層模型的主要骨架，可根據(jù)夾層的分布對精細模型進行非均勻粗化。利用單井細分數(shù)據(jù)建立的精細模型，其縱向上是等厚的，通過單井?dāng)?shù)據(jù)可得到夾層分布的深度范圍，統(tǒng)計所有單井?dāng)?shù)據(jù)可確定各層段的夾層分布頻率。模型粗化時，對于夾層分布頻率大的層段進行適當(dāng)合并或者保持原有細分層，對于夾層分布頻率小的層段，參考其他巖性分布情況進行粗化。對比薩北油田北部過渡帶B5-8-A53水平井及北二西一隊水平井研究區(qū)粗化前后巖性模型，可以看出模型粗化效果較好，粗化前后對夾層等信息得以保留，說明此粗化方法可行。

1.3 近井模型

近井模型是為了精確模擬模型局部感興趣區(qū)域，如水平井井筒附近油水運動規(guī)律等，可重新定義模型邊界，加密生成結(jié)構(gòu)化（角點）或非結(jié)構(gòu)化網(wǎng)格。提供流動邊界條件，使模擬在小范圍內(nèi)進行，對處理后的局部模型，能再次嵌套回整個模型中。此方法也可推廣至直井開發(fā)應(yīng)用，提高運算速度和精度。

1.4 厚油層內(nèi)部縱向傳導(dǎo)率設(shè)置

由于水平井模型精度精細到沉積單元內(nèi)部，因此與普通數(shù)值模擬不同，水平井?dāng)?shù)值模擬要考慮模型層內(nèi)縱向傳導(dǎo)率。對于粗化后輸出的數(shù)值模擬模型，可根據(jù)模型中網(wǎng)格的巖性不同分別進行賦值［2］：泥巖、層間隔層和層內(nèi)夾層的網(wǎng)格縱向傳導(dǎo)率設(shè)置為0，河道砂與河間的網(wǎng)格縱向傳導(dǎo)率分別設(shè)置為0.1，0.08，巖性為一類砂巖、二類砂巖的網(wǎng)格縱向傳導(dǎo)率分別設(shè)置為0.05，0.03。完成設(shè)置后，B5-8-A53水平井研究區(qū)擬合結(jié)果較好。

1.5 水平井多段井描述

由于沿水平井筒段的壓力變化直接影響油藏中的流體沿井筒生產(chǎn)段的流入，導(dǎo)致水平井段不同位置產(chǎn)量不同［3］。水平井多段井描述技術(shù)將井筒離散成多個段，每個段由節(jié)點和流動路徑所組成，各段有獨立的節(jié)點深度、壓力、粗糙度等屬性參數(shù)，可精確描述水平井井筒內(nèi)部的流體流動特征（見圖1）。

2 效果分析

2.1 水平井研究區(qū)歷史擬合

2009年應(yīng)用上述方法完成北部過渡帶B5-8-A53水平井?dāng)?shù)值模擬，利用數(shù)據(jù)劈分技術(shù)建立水平井區(qū)精細地質(zhì)模型，網(wǎng)格步長10 m×10 m×0.1 m；運用網(wǎng)格非均勻粗化技術(shù)，將水平井目的層SII2+3a由原來的25個細分層粗化為12個，同時將精細網(wǎng)格屬性經(jīng)過數(shù)學(xué)算法平均粗化賦值，實現(xiàn)精細模型的無偏差導(dǎo)入［4］。利用巖性模型設(shè)置縱向傳導(dǎo)率，用多段井技術(shù)描述水平井軌跡。擬合水平井自2009年1月投產(chǎn)到5月的生產(chǎn)歷史，水平井區(qū)開發(fā)指標(biāo)擬合較好，產(chǎn)油量趨于穩(wěn)定，累計產(chǎn)油量呈上升趨勢。截至2010年1月，累計產(chǎn)油量達到了3 500 t。

2.2 方案優(yōu)選

2.2.1 下泵時機優(yōu)選

共設(shè)計5個方案，分別模擬相同產(chǎn)液量條件下，水平井在自噴生產(chǎn)狀態(tài)下含水率為10%，30%，50%、70%，90%時下泵的生產(chǎn)指標(biāo)。從下泵時機的生產(chǎn)情況可以看出（見表1），下泵生產(chǎn)將有利于放大生產(chǎn)壓差，提高最終采收率。在含水低值期下泵生產(chǎn)，不僅能加快采油速度，而且水平井累計產(chǎn)油量也最大［5-6］。建議水平井下泵時間選擇在含水率為10%左右時最為理想，此時，累計產(chǎn)油量為46 569.3 t。

表1 B5-8-A53井各下泵時機生產(chǎn)情況

2.2.2 產(chǎn)液量優(yōu)化

在保持地層壓力條件下，設(shè)計水平井產(chǎn)液量25，50，75，100，125，150，200 t·d-1共7個方案，模擬結(jié)果表明（見圖2），在相同注入孔隙體積倍數(shù)或同一采收率條件下，隨著產(chǎn)液量的增加，水平井含水率升高［7］。通過對最終采收率與含水率關(guān)系曲線分析（見圖3），建議水平井的合理產(chǎn)液量為50 t·d-1。

2.2.3 生產(chǎn)壓差優(yōu)選

在進行合理壓差選擇時，需要考慮的原則為:產(chǎn)量穩(wěn)定、滿足一定的采油速度和地層壓力遞減速度，階段時間內(nèi)累計產(chǎn)量較高，地層壓力保持水平較高，實際生產(chǎn)壓差保持在該井區(qū)臨界生產(chǎn)壓差范圍內(nèi)［8］。油井合理生產(chǎn)壓差的大小與油層厚度、射開程度、夾層分布及水平井段在油層中的位置等因素有關(guān)［9］。遵循以上原則，通過數(shù)值模擬方法，預(yù)測了水平井不同生產(chǎn)壓差對應(yīng)的最終采收率（見圖4）。

由此得出，水平井最終采收率隨生產(chǎn)壓差增大而逐漸降低，水平井的合理生產(chǎn)壓差應(yīng)為2.0 MPa以下。

3 結(jié)論

1）利用數(shù)據(jù)劈分技術(shù)建立精細地質(zhì)模型，能精確描述厚層內(nèi)部微幅構(gòu)造及隔夾層分布信息。

2）結(jié)合夾層分布統(tǒng)計結(jié)果進行模型縱向非均勻粗化，粗化后模型保留層內(nèi)夾層效果較好；同時可通過近井模型方法實現(xiàn)局部網(wǎng)格加密，使模擬更加準(zhǔn)確、快捷。

3）多段井描述技術(shù)能精確描述水平井軌跡及井筒內(nèi)流體流動特征；利用網(wǎng)格的巖性屬性賦值設(shè)置層內(nèi)縱向傳導(dǎo)性，能使水平井井筒附近的流體流動模擬更加準(zhǔn)確。

4）水平井開發(fā)過程中，選擇合理的下泵時機、合理的產(chǎn)量及生產(chǎn)壓差是保持高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵因素。

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Detailed geological modeling and numerical simulation technology of horizontal well

Bai Junhui
(No.3 Oil Production Plant of Daqing Oilfield Company Ltd.,PetroChina,Daqing 163113,China)

The development of Sabei Oilfield has been at the ultra-high water cut stage.It is very difficult to tap the potential of remaining oil in the top of thick oil zone.As an effective technical method for solving this problem,the exploitation with horizontal well has been in using.This paper used the related technologies,such as detailed geological modeling in thick zone,interlayer coarsening,near borehole model and multiple well segment description to achieve the integrative researches of three-dimensional geological modeling and numerical simulation for horizontal well,and to improve the technology process of multi-disciplinary research for horizontal well.Through the numerical simulation analysis of Horizontal Well B5-8-A53 in the northern transitional zone,the pumping time,fluid production rate and producing pressure difference of horizontal well were selected.The studies show that the most ideal development result can be obtained when the water cut is about 10%,the proper fluid production rate is 50 t/d and the reasonable producing pressure difference remains to be below 0.2 MPa.

horizontal well,geological modeling,model coarsening,numerical simulation.

國家自然科學(xué)基金重點項目“低滲透油層提高驅(qū)油效率的機理研究”（50634020）資助

TE319

A

2009-10-27；改回日期：2010-07-13。

白軍輝，男，1978年生，工程師，2001年畢業(yè)于西安石油學(xué)院石油工程專業(yè)，主要從事精細油藏描述工作。E-mail：dongli@pepris.com。

（編輯 劉 麗）

1005-8907（2010）05-563-03

白軍輝.水平井精細地質(zhì)建模及數(shù)值模擬技術(shù)研究［J］.斷塊油氣田，2010，17（5）：563-565.

Bai Junhui.Detailed geological modeling and numerical simulation technology of horizontal well［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2010，17（5）：563-565.