葡南三斷塊特高含水期油藏?cái)?shù)值模擬精度提高方法

黃有泉，周志軍，劉志軍，向傳剛，黃澤明

（1.中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠(chǎng)，黑龍江大慶163513；2.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江大慶163318；3.中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，黑龍江大慶163712；4.中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠(chǎng)，黑龍江大慶163001）

油氣田開(kāi)發(fā)程度的提高很大程度上得益于油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)的發(fā)展［1-2］。油藏?cái)?shù)值模擬計(jì)算模型包括黑油模型、裂縫模型、組分模型、相態(tài)計(jì)算模型、熱采模型、聚合物驅(qū)模型、復(fù)合驅(qū)模型、氣藏模型和多功能模型等，在開(kāi)發(fā)中依據(jù)不同的地層條件，使用不同的軟件模型，使得油藏?cái)?shù)值模擬能夠更大程度地貼近油藏實(shí)際。

葡南三斷塊位于松遼盆地中央坳陷大慶長(zhǎng)垣二級(jí)構(gòu)造帶南部葡萄花三級(jí)構(gòu)造向南延伸部分，為東高西低、中部高、南北低的構(gòu)造油藏，主要目的層為葡Ⅰ組，共劃分為11個(gè)小層，埋深為950～1 000 m，油層為一套細(xì)砂巖與灰綠色粉砂質(zhì)泥巖組合，以三角洲內(nèi)前緣亞相沉積為主。葡南三斷塊于1983年投入開(kāi)發(fā)，目前已進(jìn)入特高含水期開(kāi)發(fā)階段，隨著水驅(qū)開(kāi)發(fā)時(shí)間的不斷增加，油田開(kāi)發(fā)中存在的問(wèn)題越來(lái)越突出，主要表現(xiàn)在：①剩余油在平面和縱向上高度分散，水驅(qū)油效果差異較大；②各套層系井網(wǎng)間的含水率基本接近，層系間注水結(jié)構(gòu)調(diào)整的針對(duì)性較差；③受長(zhǎng)期注水的影響，開(kāi)發(fā)層內(nèi)存在低效、無(wú)效循環(huán)，老井措施效果逐年變差；④新井措施效果變差，增加可采儲(chǔ)量減少，儲(chǔ)采失衡日趨嚴(yán)重。上述問(wèn)題主要是長(zhǎng)期注水沖刷，導(dǎo)致儲(chǔ)層物性、流體性質(zhì)和油藏巖石相對(duì)滲透率發(fā)生變化所致。

由于受常規(guī)油藏?cái)?shù)值模擬方法的精度所限，不能精確刻畫(huà)油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律和剩余油分布，且常規(guī)油藏?cái)?shù)值模擬時(shí)未能考慮儲(chǔ)層物性參數(shù)變化和相對(duì)滲透率曲線(xiàn)動(dòng)態(tài)變化，同時(shí)模擬時(shí)水井為籠統(tǒng)注水，故對(duì)剩余油的定量描述已不能適應(yīng)特高含水期開(kāi)發(fā)階段精細(xì)開(kāi)發(fā)的需求，因此必須對(duì)特高含水期提高油藏?cái)?shù)值模擬精度的方法進(jìn)行探索。

1 油藏?cái)?shù)值模擬精度的影響因素

儲(chǔ)層描述精度 油藏?cái)?shù)值模擬研究的基礎(chǔ)是建立能精確反映儲(chǔ)層地質(zhì)特征的儲(chǔ)層地質(zhì)模型［3-6］，但在建立儲(chǔ)層地質(zhì)模型的過(guò)程中，由于受到許多不確定因素的影響，儲(chǔ)層地質(zhì)模型會(huì)出現(xiàn)多解性，這是影響油藏?cái)?shù)值模擬精度的主要因素。另外，目前大慶油區(qū)已整體進(jìn)入了特高含水期開(kāi)發(fā)階段，長(zhǎng)期的注水沖刷作用導(dǎo)致儲(chǔ)層物性發(fā)生明顯變化，使得剩余油分布更加復(fù)雜［7-9］，而常規(guī)油藏?cái)?shù)值模擬方法未考慮到儲(chǔ)層物性參數(shù)時(shí)變現(xiàn)象，這在一定程度上也會(huì)影響特高含水期油藏?cái)?shù)值模擬的精度。

相對(duì)滲透率曲線(xiàn)選取 油藏的相對(duì)滲透率不僅能夠反映儲(chǔ)層流體的滲流特征，也是影響油田含水率的重要因素［10-11］。在進(jìn)行油藏?cái)?shù)值模擬時(shí)，不同的網(wǎng)格、不同的油藏參數(shù)應(yīng)該選擇相應(yīng)的相對(duì)滲透率曲線(xiàn)，但是還沒(méi)有公認(rèn)的、通用的選擇標(biāo)準(zhǔn)。有些學(xué)者通過(guò)對(duì)油田所有相對(duì)滲透率曲線(xiàn)進(jìn)行歸一化處理，用一條平均效應(yīng)的相對(duì)滲透率曲線(xiàn)來(lái)表征［11］；有些學(xué)者則采取不同沉積相帶選取相應(yīng)的相對(duì)滲透率曲線(xiàn)［6］；有些學(xué)者則根據(jù)不同儲(chǔ)層的物性分布選取相應(yīng)的相對(duì)滲透率曲線(xiàn)［12］。因此，油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果的準(zhǔn)確性與模擬人員的經(jīng)驗(yàn)密切相關(guān)，相對(duì)滲透率曲線(xiàn)選取標(biāo)準(zhǔn)不同，導(dǎo)致最終所得到的剩余油分布結(jié)果也不盡相同。

動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)精確性 油藏?cái)?shù)值模擬模型動(dòng)態(tài)擬合的主要依據(jù)是油田生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，由于人為因素和某些特殊原因的影響，導(dǎo)致動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)不準(zhǔn)確，在歷史擬合時(shí)，將會(huì)使模擬結(jié)果偏離實(shí)際生產(chǎn)狀況，導(dǎo)致油藏?cái)?shù)值模擬精度下降。另外，在動(dòng)態(tài)歷史數(shù)據(jù)整合過(guò)程中，一般的注水井?dāng)?shù)據(jù)都是由全井的注水?dāng)?shù)據(jù)來(lái)整合的。在常規(guī)油藏?cái)?shù)值模擬過(guò)程中等同于籠統(tǒng)注水，與現(xiàn)場(chǎng)采用分層注水不符，從而影響了油藏?cái)?shù)值模擬的精度。

網(wǎng)格精度 在建立三維地質(zhì)模型時(shí)，為了精確描述油藏特征，網(wǎng)格剖分時(shí)多選用小尺度網(wǎng)格。但在進(jìn)行油藏?cái)?shù)值模擬時(shí)，由于工作站存儲(chǔ)能力及運(yùn)行速度有限，因此，網(wǎng)格要進(jìn)行粗化處理。在建模后期網(wǎng)格粗化過(guò)程中，會(huì)模糊處理儲(chǔ)層非均質(zhì)性，從而影響了油藏?cái)?shù)值模擬的精度。

2 提高油藏?cái)?shù)值模擬精度對(duì)策

2.1 分階段油藏?cái)?shù)值模擬

經(jīng)過(guò)長(zhǎng)時(shí)間的注水開(kāi)發(fā)，儲(chǔ)層物性和流體性質(zhì)變化較大。因此，在油藏?cái)?shù)值模擬時(shí)，應(yīng)該將開(kāi)發(fā)過(guò)程劃分為不同階段進(jìn)行模擬，綜合考慮儲(chǔ)層物性及流體性質(zhì)的變化。分階段油藏?cái)?shù)值模擬，就是將一個(gè)長(zhǎng)時(shí)間的油藏開(kāi)發(fā)階段，根據(jù)重大開(kāi)發(fā)方案調(diào)整的時(shí)期（如加密井網(wǎng)、調(diào)整注采系統(tǒng)）或開(kāi)發(fā)階段（如產(chǎn)量上升階段、穩(wěn)產(chǎn)階段、下降階段）等原則劃分成不同的模擬階段，采用分階段建立地質(zhì)模型及數(shù)值模型的思路，綜合考慮了長(zhǎng)時(shí)間注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中儲(chǔ)層物性和流體性質(zhì)的變化，使模擬結(jié)果更能符合油田開(kāi)發(fā)實(shí)際［13-14］。分階段數(shù)值模擬一般分為3段：①中、低含水階段模擬。根據(jù)油藏靜態(tài)和動(dòng)態(tài)資料，建立該階段相對(duì)應(yīng)的油藏地質(zhì)及數(shù)值模型，并對(duì)該階段的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)指標(biāo)進(jìn)行歷史擬合，直到擬合結(jié)果符合預(yù)期要求，并將歷史擬合后的油藏模型輸出作為中、低含水階段的最終模型。②高含水上升階段模擬。以中、低含水階段的最終模型為基礎(chǔ)，綜合考慮儲(chǔ)層物性、流體性質(zhì)及油水分布規(guī)律等的變化，針對(duì)該階段生產(chǎn)動(dòng)態(tài)指標(biāo)進(jìn)行擬合。將歷史擬合結(jié)果符合預(yù)期要求的油藏模型輸出作為該階段的最終模型。③高含水調(diào)整階段模擬。該階段模型以高含水上升階段模型為基礎(chǔ)，只針對(duì)該階段動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，并輸出符合擬合精度的模型作為最終模型。分階段油藏?cái)?shù)值模擬一方面綜合考慮了油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中儲(chǔ)層物性和流體性質(zhì)的變化，可更加準(zhǔn)確地描述油藏；另一方面又可縮短模擬運(yùn)行的時(shí)間，穩(wěn)定性較好，提高了工作效率。

2.2 優(yōu)化油藏?cái)?shù)值模擬啟動(dòng)方法

2.2.1 初始化啟動(dòng)方法概述

在油藏?cái)?shù)值模擬過(guò)程中，模型初始化包括初始?jí)毫?chǎng)和初始飽和度場(chǎng)的分布計(jì)算。模型初始化啟動(dòng)有2種方法：①平衡啟動(dòng)方法，即通過(guò)為模型提供油水界面及油水（氣）界面處參考?jí)毫?lái)計(jì)算初始?jí)毫?chǎng)和飽和度場(chǎng)分布。對(duì)于兩相黑油模型來(lái)說(shuō)，初始?jí)毫?chǎng)計(jì)算是基于輸入的油水界面、油和水的地面密度及其參考?jí)毫Γ鶕?jù)重力分異的原則來(lái)計(jì)算；初始飽和度場(chǎng)計(jì)算是基于相對(duì)滲透率曲線(xiàn)、毛管壓力曲線(xiàn)及壓力分布來(lái)計(jì)算。若模型中有多個(gè)油水界面，可以通過(guò)平衡分區(qū)來(lái)處理。②非平衡啟動(dòng)法，一般采用枚舉法。枚舉法是顯式定義各個(gè)網(wǎng)格初始飽和度和壓力分布的方法。初始飽和度場(chǎng)可以通過(guò)三維地質(zhì)建模依靠測(cè)井解釋數(shù)據(jù)隨機(jī)模擬得到，初始?jí)毫?chǎng)則根據(jù)油藏原始?jí)毫澳Ｐ蜕疃炔逯档玫健?/p>

2.2.2 初始化啟動(dòng)方法優(yōu)化

任何一種啟動(dòng)方法都有其特定的適用性和局限性。平衡啟動(dòng)方法沒(méi)有考慮油藏描述中對(duì)于油水分布特征的描述，不太適用于油水分布復(fù)雜的油藏，而且初始化計(jì)算得到的初始飽和度模型與測(cè)井解釋得到的飽和度差別較大。而非平衡啟動(dòng)枚舉法容易造成初始飽和度模型的不平衡，即初始飽和度模型中網(wǎng)格間存在流體流動(dòng)，故一般不采用。

葡南三斷塊葡萄花油層為窄薄砂體油層，油藏精細(xì)描述結(jié)果認(rèn)為在構(gòu)造主體部位存在統(tǒng)一的油水界面，而測(cè)井解釋結(jié)果則表明，區(qū)塊的邊部存在油水過(guò)渡帶，油水界面并不是統(tǒng)一的。因此，在油藏?cái)?shù)值模擬中，應(yīng)該首先優(yōu)選平衡啟動(dòng)方法。為了能夠利用測(cè)井解釋的飽和度分布數(shù)據(jù)，將平衡啟動(dòng)方法進(jìn)行了改動(dòng)，采用毛管壓力標(biāo)定的平衡啟動(dòng)方法，即在初始化過(guò)程中，給定一個(gè)模糊的油水界面及界面處參考?jí)毫?，但是在初始屬性?chǎng)的分布上，又硬性給定每個(gè)網(wǎng)格的飽和度分布，并通過(guò)給定的毛管壓力曲線(xiàn)，來(lái)平衡每個(gè)網(wǎng)格的流體流動(dòng)，即使相鄰網(wǎng)格含水飽和度存在差異，也會(huì)根據(jù)毛管壓力曲線(xiàn)和參考?jí)毫c(diǎn)數(shù)據(jù)自動(dòng)進(jìn)行插值以得到每個(gè)網(wǎng)格上的毛管壓力，使初始網(wǎng)格間壓力保持平衡，該方法克服了平衡啟動(dòng)方法和非平衡啟動(dòng)枚舉法兩者的局限性。

在分階段歷史擬合過(guò)程中，由于只有初始時(shí)間步的網(wǎng)格間流體流動(dòng)是平衡的，因此，根據(jù)啟動(dòng)方法的適應(yīng)性，第1個(gè)階段的初始化啟動(dòng)采用毛管壓力標(biāo)定平衡啟動(dòng)，后續(xù)階段的初始化啟動(dòng)采用枚舉法啟動(dòng)。

2.3 相對(duì)滲透率曲線(xiàn)的處理

通常采用3種方法處理油水相對(duì)滲透率曲線(xiàn)：①歸一化法。對(duì)研究區(qū)塊所有有代表性的相對(duì)滲透率曲線(xiàn)進(jìn)行歸一化處理，求取一條表征整個(gè)儲(chǔ)層的平均相對(duì)滲透率曲線(xiàn)。②分區(qū)處理法。根據(jù)儲(chǔ)層物性或沉積相帶的不同賦予不同的相對(duì)滲透率曲線(xiàn)。③端點(diǎn)值標(biāo)定法。對(duì)模型不同網(wǎng)格處的相對(duì)滲透率曲線(xiàn)進(jìn)行標(biāo)定，進(jìn)而可以充分表征儲(chǔ)層的非均質(zhì)性和體現(xiàn)不同網(wǎng)格油水飽和度的分布特征。

在常規(guī)歷史擬合過(guò)程中，無(wú)論歸一化、分區(qū)處理還是端點(diǎn)標(biāo)定，相對(duì)滲透率曲線(xiàn)都是固定不變的，而在分階段歷史擬合過(guò)程中，由于歷史擬合過(guò)程具有階段可分性，因此在數(shù)值模擬模型建立過(guò)程中，可選取不同的相對(duì)滲透率曲線(xiàn)。也就是說(shuō)，在中、低含水期可以用中、低含水期的相對(duì)滲透率曲線(xiàn)，在特高含水期則用特高含水期的相對(duì)滲透率曲線(xiàn)。同理，根據(jù)端點(diǎn)值隨注入水的變化特征，不同時(shí)期也可以賦予不同的相對(duì)滲透率曲線(xiàn)。

2.4 特高含水期網(wǎng)格尺度的處理

油藏?cái)?shù)值模型是通過(guò)三維網(wǎng)格模型來(lái)表征儲(chǔ)層物性在地下的分布，在資料允許的條件下，雖然網(wǎng)格步長(zhǎng)越小，油藏的非均質(zhì)性體現(xiàn)得越精確［15］，但若網(wǎng)格步長(zhǎng)過(guò)小，將不能準(zhǔn)確表征儲(chǔ)層物性在地下的分布特征，且節(jié)點(diǎn)數(shù)也就越多，這將大大增加模型的運(yùn)行時(shí)間，因此，在資料和分辨率允許的條件下，選取的網(wǎng)格步長(zhǎng)只要能夠展示目前的資料覆蓋和分辨程度即可［16］。

而油田在特高含水期，由于注入水的長(zhǎng)期沖刷作用，部分井區(qū)在主流線(xiàn)部位的滲流特征更加明顯，表現(xiàn)為主流線(xiàn)方向的注入水快速推進(jìn)，因網(wǎng)格步長(zhǎng)較大的模型無(wú)法表現(xiàn)這一特征，故將網(wǎng)格步長(zhǎng)進(jìn)一步縮小以提高數(shù)值模擬的精度。

由圖1可見(jiàn)：當(dāng)網(wǎng)格步長(zhǎng)小于30 m×30 m時(shí)，運(yùn)行時(shí)間將大大延長(zhǎng)；當(dāng)網(wǎng)格步長(zhǎng)大于30 m×30 m時(shí)，運(yùn)行時(shí)間縮短很多。因此在分階段歷史擬合過(guò)程中，建議初始階段采用步長(zhǎng)為50 m×50 m的網(wǎng)格，特高含水期開(kāi)發(fā)階段采用步長(zhǎng)為30 m×30 m的網(wǎng)格。

圖1 油藏?cái)?shù)值模型網(wǎng)格步長(zhǎng)與運(yùn)行時(shí)間的關(guān)系

2.5 注水井分層注水方法

在未進(jìn)行分層注水?dāng)M合的油藏?cái)?shù)值模擬中，分注井與常規(guī)井一樣，均處理成一口井。模擬采用定產(chǎn)求壓的方法，即限定每口井所有射孔層段的總注水量，各層段的注水量由數(shù)值模擬軟件通過(guò)計(jì)算進(jìn)行劈分［17］，總注水量是準(zhǔn)確的，但在各個(gè)層段分配的注水量則不能保證準(zhǔn)確，主要表現(xiàn)在層段注水量的模擬結(jié)果與實(shí)測(cè)資料存在明顯誤差，而且歷史擬合中只擬合全模擬區(qū)和單井指標(biāo)，不擬合單井層段和單井射孔層的指標(biāo)。

注水井分層注水的目的是為減緩油層層間干擾，提高油層動(dòng)用狀況，分層注水對(duì)剩余油分布狀況影響較大。葡南三斷塊采用的是分層注水方式，使用封隔器將注水井封隔為幾個(gè)層段，數(shù)值模擬時(shí)將每一口實(shí)鉆井分成若干個(gè)虛擬井，其井位均與實(shí)鉆井相同，而射孔層分別對(duì)應(yīng)一個(gè)注水層段，虛擬井的注水量根據(jù)層段的實(shí)測(cè)資料進(jìn)行劈分。通過(guò)分層注水方法即可實(shí)現(xiàn)對(duì)整個(gè)開(kāi)采歷史注水井的分層井自調(diào)、重分層及籠統(tǒng)改分層等方案的調(diào)整。

3 常規(guī)與分階段油藏?cái)?shù)值模擬方法結(jié)果對(duì)比

計(jì)算時(shí)間 常規(guī)油藏?cái)?shù)值模擬運(yùn)行時(shí)間為1.8 h，分階段油藏?cái)?shù)值模擬3個(gè)階段的運(yùn)行時(shí)間分別為0.6，0.1和0.75 h，合計(jì)1.45 h，比常規(guī)油藏?cái)?shù)值模擬方法節(jié)省了0.35 h，主要是由于分階段油藏?cái)?shù)值模擬考慮了儲(chǔ)層物性參數(shù)的變化，大大增強(qiáng)了模型的穩(wěn)定性，從而節(jié)省了模型的運(yùn)行時(shí)間。

擬合精度 常規(guī)和分階段油藏?cái)?shù)值模擬的擬合率分別為81.4%和90.5%，后者較前者提高了9.1%。這是因?yàn)椋悍蛛A段油藏?cái)?shù)值模擬在不同階段采用了不同的三維地質(zhì)模型，物性參數(shù)發(fā)生改變，使得全部時(shí)間段的擬合狀況均接近實(shí)際生產(chǎn)狀況，尤其在高含水調(diào)整階段，其模擬結(jié)果比常規(guī)油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果更精確，更接近油田實(shí)際開(kāi)采情況。

儲(chǔ)層動(dòng)用狀況 通過(guò)對(duì)比不同有效厚度下儲(chǔ)層動(dòng)用狀況（表1）發(fā)現(xiàn)：當(dāng)有效厚度為1～2 m時(shí)，常規(guī)和分階段油藏?cái)?shù)值模擬方法計(jì)算的儲(chǔ)層動(dòng)用狀況分別為71.0%和78.2%，而實(shí)測(cè)值為79.8%，說(shuō)明分階段模擬結(jié)果與實(shí)測(cè)值更接近；其他有效厚度區(qū)間也具有類(lèi)似規(guī)律。這是因?yàn)椋悍蛛A段模擬與常規(guī)模擬過(guò)程不同，分階段模擬采用分層注水方法，針對(duì)不同層位進(jìn)行注水，使得儲(chǔ)層動(dòng)用狀況與常規(guī)模擬的動(dòng)用狀況不同。

表1 不同油藏?cái)?shù)值模擬方法與實(shí)測(cè)值儲(chǔ)層動(dòng)用對(duì)比 %

特高含水期剩余油飽和度場(chǎng) 對(duì)比常規(guī)與分階段油藏?cái)?shù)值模擬擬合得到的剩余油飽和度分布（圖2）可見(jiàn)，分階段油藏?cái)?shù)值模擬對(duì)特高含水期開(kāi)發(fā)階段分散的剩余油分布刻畫(huà)得更為精確，常規(guī)油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果顯示為成片的剩余油，但在分階段油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果中，剩余油零散分布，高度分散，使調(diào)整措施更具有針對(duì)性。

圖2 葡南三斷塊不同油藏?cái)?shù)值模擬方法剩余油分布對(duì)比

4 結(jié)束語(yǔ)

采用優(yōu)化的油藏?cái)?shù)值模擬啟動(dòng)方法、不同階段相對(duì)滲透率曲線(xiàn)、不同階段網(wǎng)格步長(zhǎng)及注水井分層注水等方法，可以提高特高含水期油藏?cái)?shù)值模擬的精度。經(jīng)歷長(zhǎng)時(shí)間的注水開(kāi)發(fā)，儲(chǔ)層物性和流體性質(zhì)發(fā)生了較大變化，采用分階段數(shù)值模擬方法，可以更好地表征儲(chǔ)層物性的變化與剩余油分布之間關(guān)系，明確影響剩余油分布的主控因素，為儲(chǔ)層高效開(kāi)發(fā)提供理論基礎(chǔ)。

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