松遼盆地三肇坳陷肇州油田水平井區(qū)剩余油分析

羅中華,曹海濤

(1.中國科學(xué)院廣州地球化學(xué)研究所，廣東 廣州 510640，2.大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠,黑龍江 大慶 163514)

2002年以來，大慶油田第八采油廠開展了大慶外圍油田不足1m的葡萄花低豐度、超薄油層水平井開發(fā)現(xiàn)場試驗。水平井區(qū)前期建模區(qū)塊零散，精細油藏描述停留在地質(zhì)建模進行水平井地質(zhì)設(shè)計和導(dǎo)向方面，沒有進行后續(xù)的數(shù)值模擬研究。隨著水平井開發(fā)時間的延長，個別井已有含水上升較快的趨勢，存在常規(guī)注水調(diào)整效果較差和部分井含水較高的矛盾。為了改善水平井開發(fā)效果，應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)對水平井區(qū)開發(fā)狀況進行了分析預(yù)測，指導(dǎo)水平井高效注水開發(fā)。

1 油田概況

肇州油田XX區(qū)塊區(qū)域構(gòu)造位于松遼盆地北部中央坳陷區(qū)三肇坳陷肇州鼻狀構(gòu)造的西部，為一從東南向西北構(gòu)造位置逐漸降低的斜坡。區(qū)塊斷層發(fā)育，共發(fā)育斷層54條，斷裂系統(tǒng)復(fù)雜，發(fā)育的眾多斷層將目的層切割成多個斷塊，形成多個油藏單元。

區(qū)塊主要含油層位葡萄花油層，屬于白堊系下統(tǒng)姚家組一段，油層埋藏深度1200 m，油層厚度12～22 m，為一套夾持在大段黑色泥巖中的砂泥巖組合，主要為三角洲外前緣席狀砂沉積。共分5個小層，地層厚度由北至南逐漸減薄，平均單層砂巖厚度1.5 m，平均單層有效厚度0.6 m；葡萄花油層平均有效孔隙度19.8%，平均空氣滲透率98.2×10-3μm2。

區(qū)塊含油面積XXkm2，動用地質(zhì)儲量XX104t，2003年9月陸續(xù)投產(chǎn)，共有開發(fā)井XX口，其中直井XX口，水平井XX口，直井正常井距300m。投產(chǎn)初期直井平均單井日產(chǎn)液3.7 t，日產(chǎn)油3.6 t，綜合含水5.5%；水平井平均單井日產(chǎn)液16.0 t，日產(chǎn)油14.8 t，綜合含水7.6%。2008年底，直井平均單井日產(chǎn)液2.0 t， 日產(chǎn)油1.6 t，綜合含水22.8%；水平井平均單井日產(chǎn)液9.0 t，日產(chǎn)油6.3 t，綜合含水30.4%，有3口水平井綜合含水大于80.0%；區(qū)塊采出程度8.5%。

2 水平井?dāng)?shù)值模擬及剩余油分析

2.1 水平井?dāng)?shù)值模擬

水平井段局部網(wǎng)格加密方法。國內(nèi)外的研究表明，水平井滲流等勢面是以水平井兩端點為焦點的旋轉(zhuǎn)橢球面，其中在計算水平井產(chǎn)量的時候，大多假設(shè)水平井在平面上為橢圓流動，它的泄油區(qū)表現(xiàn)為一個橢圓。

油藏數(shù)值模擬計算量很大，因此在模型建立過程中，需要對精細地質(zhì)模型進行粗化，以此來提高模型的計算速度。但是模型粗化后，對于流體在模型中的流動，將變得不是很精確。如果使用局部網(wǎng)格加密技術(shù)，就能夠有效的解決這個問題。通過對目標(biāo)區(qū)域進行網(wǎng)格加密，使目標(biāo)區(qū)域的流體分布和精細模型一樣精確，遠遠高于粗化模型。同時，使用局部網(wǎng)格加密方法，在油藏模型計算時的總網(wǎng)格數(shù)遠遠小于精細模型。

根據(jù)對水平井的滲流特征認(rèn)識，在油藏數(shù)值模擬過程中，為了能更加準(zhǔn)確的描述水平井近井筒附近的剩余油分布和滲流特征，采用局部網(wǎng)格加密方法對油藏地質(zhì)模型的水平井周圍進行網(wǎng)格加密。如圖2所示，虛線圈內(nèi)為水平井橢圓流動區(qū)域，實際的加密區(qū)域大小采用以R為半徑的兩個半圓加上中間一個矩形，如圖黑色實線區(qū)域，R取井區(qū)的油水井間距為300 m。

考慮水平井井筒內(nèi)摩擦。研究表明，在水平井的生產(chǎn)過程中，當(dāng)?shù)貙恿黧w流入水平井筒后，由于沿水平井筒的摩擦壓降，井筒內(nèi)的壓力并非處處相同，水平井筒趾端的壓力要高于水平段的跟端，并且當(dāng)水平井筒段長度較長時，井筒內(nèi)摩擦壓降對產(chǎn)量的影響較大。

在ECLIPSE數(shù)值模擬器中，采用關(guān)鍵字WFRICTNL來定義在局部加密網(wǎng)格中水平井段的摩擦，以更加精確的模擬井筒內(nèi)的流動狀況。

2.2 數(shù)值模擬模型初始化

粗化網(wǎng)格設(shè)計。油藏數(shù)值模擬結(jié)果的準(zhǔn)確與否，很大程度上取決于粗化后的粗網(wǎng)格模型能否真實反映原模型的地質(zhì)儲層及流動響應(yīng)特征。粗化模型的設(shè)置，包括平面網(wǎng)格設(shè)置和垂向網(wǎng)格設(shè)置。在設(shè)置過程中，要以工區(qū)儲層和油藏分布的特征以及油藏數(shù)值模擬的要求而定，遵循以下原則：①小的網(wǎng)格規(guī)模；②網(wǎng)格平行于流動方向；③精確描述斷層邊界；④盡量保持正交性，區(qū)塊數(shù)值模擬的地質(zhì)模型采用Petrel粗化后的模型，粗化網(wǎng)格平面二維網(wǎng)格步長60 m×60 m，縱向網(wǎng)格考慮含油砂層、主力產(chǎn)層等因素，按沉積單元劃分為7個模擬單元，合計90×138×7=86940個網(wǎng)格。為了研究近水平井段生產(chǎn)動態(tài)及剩余油分布情況，在數(shù)值模擬過程中，對18口水平井的水平井段進行局部網(wǎng)格加密。在原井網(wǎng)網(wǎng)格的基礎(chǔ)上，作2×2網(wǎng)格加密，加密區(qū)域定義為離井筒射孔位置，半徑為300 m的區(qū)域。

屬性粗化。凈毛比模型、孔隙度模型、飽和度模型均為標(biāo)量，主要應(yīng)用算術(shù)平均法和均方根法進行粗化。其中，凈毛比采用體積加權(quán)，孔隙度采用體積和凈毛比加權(quán)，飽和度采用體積、凈毛比和孔隙度加權(quán)，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(yīng)。

對于滲透率而言，它是一個矢量，變異性強，有效滲透率不僅在靜態(tài)下是不同的，而且在不同的方向上滲透率也不同。一般不能用簡單的平均法粗化，本次粗化應(yīng)用Flow Based Tensor Upscaling粗化算法。在X、Y、Z方向上邊界壓力為線性變化的條件下，利用有限元法，求出精細網(wǎng)格單元的壓力場，并且通過壓力解算到相應(yīng)的粗的單元上。如果設(shè)定兩個單元中平均流體速度相同，那么，就可得到方程式，求取X、Y、Z三個方向的粗化滲透率模型。

2.3 油藏動態(tài)歷史擬合

參數(shù)敏感性分析。為了提高擬合效率和精度，采用Mepo軟件(多目標(biāo)環(huán)境下的并行優(yōu)化系統(tǒng))進行輔助歷史擬合。它的歷史擬合過程是以實驗設(shè)計方法和最優(yōu)化算法為指導(dǎo)，可以實現(xiàn)比人工試湊更高效、更合理、更準(zhǔn)確地確定敏感參數(shù)，并求得這些參數(shù)的最優(yōu)值。既提高了利用油藏動態(tài)和測試資料反求油藏參數(shù)的可靠程度，同時也提高了歷史擬合的工作效率。

采用Meop軟件對全區(qū)歷史擬合不確定參數(shù)作敏感性分析。分別取不確定參數(shù)如表1所示。

表1 不確定參數(shù)分析數(shù)據(jù)表

模型模擬控制方式為定井產(chǎn)液量方式生產(chǎn)，設(shè)定模型擬合目標(biāo)對象為全區(qū)產(chǎn)油量、全區(qū)產(chǎn)水量以及全區(qū)含水率。

通過Meop軟件設(shè)計Latin Hypercuber(拉丁超立方)采樣20次和Evolution Strateg(進化策略)迭代20次。通過一個全局變量來體現(xiàn)模擬的擬合程度，其中全局變量值越小，說明模型擬合的準(zhǔn)確度越高。通過參數(shù)敏感性分析，確定參數(shù)選取不同系數(shù)時對應(yīng)的全局變量值，根據(jù)較小的全局變量值來確定各參數(shù)應(yīng)該選取的數(shù)據(jù)范圍。

圖1 各不確定參數(shù)對全區(qū)含水率擬合的敏感性分析

由圖1可知，PERMX、PORO、Sw與全區(qū)含水率擬合存在正相關(guān)的關(guān)系，PERMY、ROCK與全區(qū)含水率擬合存在負(fù)相關(guān)的關(guān)系，同時它所對應(yīng)的值越大說明敏感性越大。以PERMX參數(shù)為例，說明隨著油藏x方向滲透率的增大，全區(qū)含水率擬合誤差相應(yīng)的增大；它的值越大，對應(yīng)的敏感性很大，說明在調(diào)整參數(shù)時，改動PERMX參數(shù)的大小所引起的全區(qū)含水率的誤差變化較大。確立的各不確定參數(shù)對模型的敏感性，為歷史擬合過程中的模型參數(shù)修改提供了有利的依據(jù)。

歷史擬合結(jié)果。區(qū)塊動用地質(zhì)儲量為XX×104t。模型計算結(jié)果為XX×104t，相對誤差1.8%，單井含水?dāng)M合率為91.9%。擬合效果較好，符合油藏數(shù)值模擬要求。

通過對全區(qū)的地質(zhì)模型的地層滲透率等參數(shù)的修改，完成區(qū)塊生產(chǎn)歷史擬合，得到擬合結(jié)果有：區(qū)塊日產(chǎn)液、累產(chǎn)液、日產(chǎn)油、累產(chǎn)油、日產(chǎn)水、累產(chǎn)水、含水率等擬合曲線，以及單井生產(chǎn)產(chǎn)油及含水率曲線。

2.4 油藏剩余油分布

剩余油的縱向分布規(guī)律。通過數(shù)值模擬計算，得到各分層的初始儲量、剩余儲量、累計產(chǎn)油量、采出程度、單層目前采油速度及單層目前井含水率等結(jié)果。根據(jù)各小層模擬剩余油結(jié)果，對高含水水平井進行了分段剩余油分析。

從采出程度看出，PI41層和PI22層的采出程度較高，說明這兩個小層的開發(fā)井注采關(guān)系對應(yīng)較好，水驅(qū)程度好于其他各層。剩余油的分布受儲層原始儲量的影響，主要分布在主力小層和次主力小層中，其中主力層PI41油層最多，占剩余儲量的48.01%，其次為PI22層、PI3層、PI42層。從采由速度看， PI41層和PI22層的采油速度較高。根據(jù)區(qū)塊的縱向上剩余油分布情況，確定下一步挖潛的主要目的層仍然是油藏主力層PI41層。

剩余油的平面分布規(guī)律。根據(jù)沉積相的劃分，分別計算河道砂、主體砂、非主體砂等各沉積相類型的初始儲量、剩余儲量、累計產(chǎn)油量及采出程度。分析各沉積相單元的累產(chǎn)油及剩余油情況，原始儲量最大的主體砂累計產(chǎn)油量最大，占總采出量的67.75%；從各沉積相采出程度來看，從大到小依次為河道砂、主體砂、非主體砂。儲層物性好，采出程度高的河道砂區(qū)域，受原始儲量大的影響，普遍剩余儲量較大。主體砂雖然物性較好，累產(chǎn)油量較大，但是采出程度相對較低，剩余儲量最大，是下一步挖潛的主要方向。非主體砂區(qū)域的剩余儲量都最小。

3 綜合調(diào)整方案優(yōu)化

3.1 合理開發(fā)策略優(yōu)選

合理注采比優(yōu)選。為了制定下一步的合理的開發(fā)調(diào)整策略，對后期的注采比進行數(shù)值模擬預(yù)測研究，從而確定一個較合理的注采比。

根據(jù)不同注采比，設(shè)定7套方案，注采比分別為1.0、1.1、1.2、1.3、1.4、1.5、1.6，預(yù)測30年。當(dāng)注采比為1.2時，累計產(chǎn)油量最高。因此，在對于后期開發(fā)的合理注采比應(yīng)選擇為1.2。

水平井組周期注水周期優(yōu)選。對含水較高的州62-平61和州66-平61井組，采用周期注水的方法來控制兩口水平井的含水，以達到控制含水上升的趨勢。

根據(jù)油田生產(chǎn)實際情況，對州62-平61井和州66-平61井組，分別設(shè)定6個方案實行周期注水，分別為注4月停4月、注8月停4月、注3月停3月、注3月停6月、注6月停6月、注6月停3月。在注采比為1.2的情況下，預(yù)測不同方案下州62-平61井和州66-平61井的生產(chǎn)情況。

預(yù)測含水率超過90%的井將自動關(guān)井，對于不同的周期注水，州62-平61井都將在預(yù)測期內(nèi)關(guān)井；而州66-平61井在采用注8月停4月和注6月停3月周期注水時，將自動關(guān)井。注水3個月停注6個月時，兩口水平井的累產(chǎn)油量都最好，同時含水率為最低。因此，在注采比為1.2的情況下，對高含水井州62-平61井和州66-平61井組采用注水3個月停注6個月的周期注水時，效果最好。

合理生產(chǎn)壓差優(yōu)選。在確定了全區(qū)的合理注采比后，分別對水平井和直井的生產(chǎn)壓差界限進行優(yōu)選，分別設(shè)定生產(chǎn)壓差為1～20MPa，進行預(yù)測。由預(yù)測結(jié)果可知，在注采比為1.2下，最優(yōu)的水平井生產(chǎn)壓差為8 MPa，直井的生產(chǎn)壓差為17 MPa。

3.2 綜合調(diào)整方案優(yōu)化

根據(jù)區(qū)塊油藏剩余油分布研究分析，制定不同的綜合調(diào)整方案，結(jié)合基礎(chǔ)方案進行預(yù)測對比。具體的對比方案設(shè)計如下：

基礎(chǔ)方案：在目前生產(chǎn)條件下繼續(xù)生產(chǎn)，預(yù)測30年與其他方案對比。

方案1：在目前注采系統(tǒng)基礎(chǔ)上，僅調(diào)整注采比為1.2；補孔3口水平井、酸化3口井、堵水2口井。

方案2：在目前注采系統(tǒng)基礎(chǔ)上，轉(zhuǎn)注7口油井、補孔3口水平井、酸化2口井、壓裂3口井、堵水2口井、補鉆2口水井；調(diào)整注采比為1.2；對州62-平61井、州66-平61井組實行注水3月停注6月的周期注水。

各方案生產(chǎn)方式：油井含水達到90%自動關(guān)井；注水井最大流壓限定30 MPa。

各方案預(yù)測結(jié)果如下：

基礎(chǔ)方案：在目前基礎(chǔ)上維持現(xiàn)狀繼續(xù)生產(chǎn)，預(yù)測30年，采出程度29.7%，綜合含水81.9%。

方案1：預(yù)測30年，采出程度31.3%，綜合含水88.4%。

方案2：預(yù)測30年，采出程度31.7%，綜合含水88.0%。

通過方案預(yù)測的累計產(chǎn)油量可以看出，方案1和方案2都比基礎(chǔ)方案的累計產(chǎn)量有所提高，說明對部分井進行補孔、壓裂酸化和堵水可以取得一定效果；其中方案2比基礎(chǔ)方案，采出程度提高2個百分點，效果最好，說明通過油井轉(zhuǎn)注可以改善井網(wǎng)注采系統(tǒng)，提高儲層動用程度。推薦方案3為下一步調(diào)整方案。

4 結(jié)論

1)在水平井?dāng)?shù)值模擬過程中，采用局部網(wǎng)格加密方法和考慮水平井筒內(nèi)摩擦的方法，更加精確的描述近水平井筒區(qū)域的剩余油分布情況。

2)應(yīng)用Mepo軟件對油藏敏感性參數(shù)進行分析，為油藏開發(fā)研究和數(shù)值模擬預(yù)測提供依據(jù)，提高了分析和研究的效率。

3)區(qū)塊油藏剩余油儲量在縱向上，主要分布在主力層PI41和次主力層PI22層中，平面上剩余油主要分布在主體席狀砂中。

4)根據(jù)剩余油分析結(jié)果，確定局部區(qū)域井的轉(zhuǎn)注、補孔、壓裂酸化、堵水措施，進行措施方案設(shè)計、預(yù)測及優(yōu)選；并優(yōu)選后期合理注采比為1.2，優(yōu)選高含水水平井組的周期注水的合理周期，對區(qū)塊進行綜合調(diào)整方案優(yōu)化。

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