基于儲(chǔ)層三維精細(xì)地質(zhì)建模的油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)研究剩余油分布規(guī)律

錢川川，駱飛飛，呂文新，羅治形

（1.新疆油田勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000；2.新疆油田采油二廠，新疆克拉瑪依834000）

準(zhǔn)噶爾盆地的礫巖油藏，多數(shù)屬于中低孔、低滲儲(chǔ)層，開發(fā)困難較大。尤其是進(jìn)入高含水、特高含水期，油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律復(fù)雜，剩余油分布狀況不清，造成二次開發(fā)困難。目前國內(nèi)外確定剩余油分布的方法主要有密閉取芯方法、開發(fā)地質(zhì)學(xué)方法、測(cè)井方法、地震方法、油藏工程方法及油藏?cái)?shù)值模擬等[1]。其中，油藏?cái)?shù)值模擬作為一種比較成熟的技術(shù)，得到了廣泛的應(yīng)用，但由于油藏?cái)?shù)值模型建立的隨機(jī)性及不準(zhǔn)確性，對(duì)模擬精度造成一定的影響。儲(chǔ)層三維精細(xì)建模是在20世紀(jì)80年代中后期開始發(fā)展起來的儲(chǔ)層表征新領(lǐng)域，它可以實(shí)現(xiàn)對(duì)油氣儲(chǔ)層的定量表征和刻畫各種尺度的非均質(zhì)性[2]，建立表征克拉瑪依油藏儲(chǔ)集層及流體的精細(xì)地質(zhì)模型。并作為油藏?cái)?shù)值模擬的初始模型，并進(jìn)行油藏?cái)?shù)值模擬運(yùn)算，建立扇三角洲體系地下的剩余油分布模式，為下一步的開發(fā)調(diào)整部署提供依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

一東區(qū)克拉瑪依組油藏位于克—烏斷裂以北，東北以北黑油山斷裂為界，西南與一中區(qū)相連，構(gòu)造面積約為6.23km2，構(gòu)造形態(tài)為一西北向東南傾斜的單斜，地層傾角5°～11°，區(qū)塊內(nèi)發(fā)育一條6-3井正斷層。一東克拉瑪依組油藏分為克上段和克下段，平均埋深890m?？讼露纬练e厚度30～70m，平均孔隙度17.0%，平均滲透率為29.5×10-3μm2；克上段沉積厚度25～90m，平均孔隙度為18.7%,平均滲透率為34.0×10-3μm2。一東區(qū)克拉瑪依組油藏整體為一中孔、低滲、嚴(yán)重非均質(zhì)油藏。

儲(chǔ)層屬于沖積扇、辮狀河入湖形成的扇三角洲及河道多旋回沉積，在縱向上形成了7個(gè)砂層組包括14個(gè)小層。儲(chǔ)層地質(zhì)分層厚度變化大，垂向和縱向連續(xù)性差。油藏為無氣頂和邊底水的構(gòu)造巖性油氣藏。

2 三維精細(xì)地質(zhì)建模

2.1 構(gòu)造模型

根據(jù)Prtrel軟件對(duì)數(shù)據(jù)格式的要求，同時(shí)為保證精細(xì)地質(zhì)模型的準(zhǔn)確性：(1)對(duì)克拉瑪依油藏各地質(zhì)參數(shù)進(jìn)行校正和標(biāo)準(zhǔn)化處理；(2)對(duì)井位坐標(biāo)及小層層位數(shù)據(jù)進(jìn)行檢查和錄入；(3)對(duì)地震數(shù)據(jù)及測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行檢查、整理及錄入；(4)整理地質(zhì)分析認(rèn)識(shí)成果和分析測(cè)試數(shù)據(jù)，指導(dǎo)模型的建立。

模擬網(wǎng)格的劃分是地質(zhì)建模的基礎(chǔ)，本次建模工區(qū)為一東區(qū)克拉瑪依組地層，面積約6.23km2，縱向上目的層共劃分為13個(gè)模擬層，克上段6個(gè)層，克下段7個(gè)層，地層平均厚度約110m左右，為了充分體現(xiàn)儲(chǔ)層的縱向非均質(zhì)性，根據(jù)模擬技術(shù)方法研究，設(shè)定網(wǎng)格縱向步長(zhǎng)為1m，橫向步長(zhǎng)為10m，工區(qū)內(nèi)三維網(wǎng)格數(shù)為34,173,090個(gè)。并以測(cè)井地質(zhì)分層數(shù)據(jù)和地震層位解釋數(shù)據(jù)為依據(jù)，在斷層建模的基礎(chǔ)上，建立構(gòu)造模型。

2.2 巖相模型

一東區(qū)克拉瑪依組油藏屬構(gòu)造—巖性油藏，且“有砂即有油”的地質(zhì)特征顯著，采用砂巖相、泥巖相二分法進(jìn)行巖相建模：（1）對(duì)單井測(cè)井巖相進(jìn)行解釋分析，劃為砂巖相和泥巖相2種巖相；（2）數(shù)據(jù)分析，在前期地質(zhì)與地球物理巖相特征及展布規(guī)律的基礎(chǔ)上，分析各小層巖相類型、分布概率及變差函數(shù)特征等特征參數(shù)的合理性及準(zhǔn)確性；（3）運(yùn)用基于象元的序貫指示模擬方法和協(xié)同克里金方法，建立本區(qū)的巖相模型。

2.3 相控屬性模型

三維非均質(zhì)性模型是以參數(shù)體的形式反映儲(chǔ)層內(nèi)孔隙度、滲透率等物性參數(shù)場(chǎng)的空間分布特征，孔隙度和滲透率表征了油藏儲(chǔ)集能力和滲流能力[3-5]，在巖相模型的基礎(chǔ)上，分析各相的儲(chǔ)層屬性參數(shù)分布特征，運(yùn)用基于象元的序貫高斯模擬隨機(jī)建模方法和協(xié)同克里金方法，在相分布模型的約束下建立孔隙度分布模型、滲透率分布模型和流體飽和度分布模型。

本區(qū)孔隙度分布范圍為0%～28%，但主要分布在10%～25%，在相控的基礎(chǔ)上，進(jìn)行變差函數(shù)分析，結(jié)合特征參數(shù)，采用高斯模擬隨機(jī)建模方法，建立目標(biāo)區(qū)的孔隙度、滲透率三維模型（圖1）。

圖1 相控孔隙度模型柵狀圖

3 油藏?cái)?shù)值模擬

3.1 網(wǎng)格系統(tǒng)的建立及參數(shù)輸入

根據(jù)一東區(qū)克拉瑪依油藏的區(qū)域地質(zhì)特征及布井方式，并結(jié)合計(jì)算機(jī)能力和精度要求，對(duì)三維精細(xì)地質(zhì)模型進(jìn)行粗化。將克拉瑪依油藏分為克上段、克下段2個(gè)模型，平面上采取均勻步長(zhǎng)，為30m×30m，縱向上克上模型分為6個(gè)小層，克下模型分為7個(gè)小層，各層采用不等距網(wǎng)格，克上模型網(wǎng)格數(shù)為136×96×6，克下模型網(wǎng)格數(shù)為136×96×7。油藏基本參數(shù)及生產(chǎn)歷史數(shù)據(jù)均來自一東區(qū)克拉瑪依油藏。

3.2 儲(chǔ)量及生產(chǎn)歷史擬合

儲(chǔ)層地質(zhì)模型是數(shù)值模擬研究的基礎(chǔ)，而數(shù)值模擬研究又可通過歷史擬合等手段來驗(yàn)證儲(chǔ)層地質(zhì)模型的可靠性。通過多項(xiàng)開采指標(biāo)的歷史擬合使模型更接近油藏實(shí)際地質(zhì)情況，更準(zhǔn)確的反映地下油、氣、水的分布規(guī)律[6]。本次擬合采用先“整體后個(gè)體”的擬合思路。

3.2.1 區(qū)塊地質(zhì)儲(chǔ)量擬合

地質(zhì)儲(chǔ)量擬合是數(shù)值模擬的基礎(chǔ)，根據(jù)一東區(qū)克拉瑪依組油藏鉆井及測(cè)井解釋資料，結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征確定不同井不同層位含油飽和度，在經(jīng)過修正參數(shù)之后達(dá)到擬合結(jié)果。

表1 各層地質(zhì)儲(chǔ)量擬合表

本次研究中，模型的初始化采用的是非平衡法。含油飽和度在儲(chǔ)層地質(zhì)模型中已給出，壓力模型通過深度-壓力關(guān)系方程計(jì)算得出。從模擬層和地質(zhì)儲(chǔ)量的差異看，區(qū)塊的主力產(chǎn)層S1、、、、層相對(duì)誤差在5%以內(nèi)（表1），滿足后期模擬的要求。

3.2.2 動(dòng)態(tài)生產(chǎn)歷史擬合

調(diào)整滲透率、注水量及巖石壓縮系數(shù)對(duì)全區(qū)壓力擬合。生產(chǎn)歷史擬合過程中，油井采用定油量生產(chǎn)，水井定注水量，先擬合全區(qū)和單井產(chǎn)油量，再擬合全區(qū)和單井產(chǎn)水量。從擬合效果看，模型含水率與油田實(shí)際含水率基本擬合（圖2、圖3），195口采油井中，達(dá)到擬合要求的176口，擬合率在90%以上，符合油藏精細(xì)描述的要求。

圖2 克上油藏含水率擬合圖

圖3 克下油藏含水率擬合圖

4 剩余油分布規(guī)律與影響因素

宏觀上剩余油的形成與分布主要受沉積相、構(gòu)造、儲(chǔ)層非均質(zhì)性以及井網(wǎng)條件的控制,在微觀上主要由于驅(qū)油效率低而遺留的剩余油。本區(qū)剩余油主要分布在注采不完善區(qū)及斷層附近。

4.1 剩余油平面分布

通過數(shù)值模擬研究結(jié)果，建立克上段油藏和克下段油藏剩余油儲(chǔ)量豐度三維圖（圖4、圖5）。

剩余油豐度較大的區(qū)域多呈現(xiàn)孤立狀分布，僅在局部小范圍有連片分布，且各層系剩余油分布不一?？松隙斡筒厥Ｓ嘤头植歼B片性要好于克下段油藏。克上油藏剩余油富集區(qū)主要集中在（深色部位）：①油藏西部，11213～11214～11221～11228井區(qū)，此處剩余油豐度高，連片性好；②油藏中部，井網(wǎng)不完善的11300井區(qū)；③油藏東部，兩斷層結(jié)合處，11-5井區(qū)；④油藏東南部，斷層附近11408井區(qū)。

圖4 克上段油藏剩余油豐度柵狀圖

克下段油藏剩余油富集區(qū)主要集中在（深色部位）：①油藏西北部，井網(wǎng)控制程度低的1-2～2-2～2-1井區(qū)；②油藏中部7-3～8-4井區(qū)、8-6～8-7井區(qū)、4-4S井區(qū)；③油藏北部4-6～5-8井區(qū)和8-12～8-11井區(qū)的井排之間的死油區(qū)。

圖5 克下段油藏剩余油豐度柵狀圖

4.2 剩余油縱向分布

縱向上，克上段油藏采出程度明顯高于克下段油藏，主力層位的采出程度高于非主力層位（表2）。從各小層的采出程度來看，克上段油藏成反韻律規(guī)律、克下段油藏成正韻律規(guī)律。剩余油主要集中在S1、、、，其中克上段油藏主力層位儲(chǔ)層物性好，原始儲(chǔ)量大，水驅(qū)效果好，雖然采出程度較高，但剩余地質(zhì)儲(chǔ)量仍然較多，是后期挖潛的主力。

4.3 剩余油控制因素分析

影響剩余油分布的因素主要有2個(gè)：地質(zhì)因素和開發(fā)因素。地質(zhì)因素主要包括儲(chǔ)層的非均質(zhì)性、物性、構(gòu)造、斷層和砂體分布等；開發(fā)因素主要指注采系統(tǒng)和井網(wǎng)完善程度等[7-8]。

表2 一東區(qū)克拉瑪依組油藏目前開采狀況表

4.3.1 沉積相

沉積相是決定油藏儲(chǔ)層物性發(fā)育的主要因素，同時(shí)也是控制剩余油分布的主要因素。剩余油的分布與儲(chǔ)層的沉積相類型，砂體發(fā)育程度和滲透率突變情況有著密切的關(guān)系[9]。一東區(qū)克拉瑪依油藏主要沉積相為沖積扇、辮狀河和扇三角洲沉積。

克下段油藏主要以沖積扇相為主，儲(chǔ)層物性發(fā)育較差，且非均質(zhì)性較強(qiáng)。平面上水道砂體呈網(wǎng)狀交織條帶狀分布，水道砂體厚度大，滲透率具有明顯的方向性，注入水易沿水道主流線快速舌進(jìn)，繞過水道砂體兩側(cè)厚度較薄，泥質(zhì)含量多，滲透率差的儲(chǔ)層，甚至把低滲帶包圍起來。水道間砂體，由于物性差，吸水能力差，一般水淹程度低、動(dòng)用較差，剩余油相對(duì)富集。縱向上，沖積扇砂體成分和結(jié)構(gòu)成熟度低，呈正韻律特點(diǎn)，水沿油層底部滲透率相對(duì)較均勻的部位流動(dòng)，而在滲透率變化頻繁的油層上部，剩余油呈條帶狀富集。

克上段油藏中下部發(fā)育扇三角洲前緣沉積，泥巖分布范圍廣且厚度大；克上段上部主要為扇三角洲平原沉積，河道的頻繁沖刷導(dǎo)致砂巖較發(fā)育而泥巖欠發(fā)育，且局部存在河道下切作用，泥巖隔層發(fā)育不穩(wěn)定。平面上注入水首先沿砂體軸部突進(jìn)（,,S1等小層），隨后向兩側(cè)波及，水洗程度高。但沙壩兩側(cè)及道間淺灘砂體由于砂體巖性變差，泥質(zhì)條帶及夾層增多，造成注入水較難波及，剩余油相對(duì)富集。溢岸薄層由于砂體厚度小，滲透率低、吸水性差，儲(chǔ)層不易動(dòng)用，此類砂體剩余油相對(duì)富集?？v向上，三角洲前緣沉積，巖石成熟度較高，多反韻律特點(diǎn)。注入水沿中上部的高滲段突進(jìn)，后由于重力作用，注入水向砂體下部緩慢推進(jìn)，遠(yuǎn)沙壩處水洗程度相對(duì)較高。但在底部物性較差的區(qū)域，注入水未波及，仍可富集剩余油。

4.3.2 注采系統(tǒng)

對(duì)注水開發(fā)油藏，每個(gè)油層要想得到動(dòng)用，必須形成一個(gè)有效的注采系統(tǒng)。一東區(qū)克拉瑪依組油藏經(jīng)過50多年的注水開發(fā)，油水關(guān)系變化規(guī)律復(fù)雜，注采系統(tǒng)是影響剩余油分布的一個(gè)主要因素。

（1）注采不完善造成的剩余油：在呈窄條帶狀以及透鏡狀的砂體部位,由于井網(wǎng)對(duì)儲(chǔ)層砂體的控制程度低，水驅(qū)效果較差，從而形成注采不完善剩余油。

（2）水驅(qū)作用形成的剩余油：在水線推進(jìn)兩翼或油井井排之間，注入水形成的舌進(jìn)現(xiàn)象造成部分區(qū)域無法波及，形成的剩余油。

（3）無效驅(qū)替形成的剩余油：油井在某層鉆遇表現(xiàn)為表外砂特性的砂體，在該砂體內(nèi)沒有注水井，而方案布置井網(wǎng)中的水井均在河道砂內(nèi)，由于受砂體分布、油層平面的非均質(zhì)性因素影響，彼此不連通，從而沒有在該井附近產(chǎn)生有效的驅(qū)替，使遠(yuǎn)離注水井以及水線波及不到的地區(qū)形成剩余油較多的滯留區(qū)。

5 挖潛措施

在現(xiàn)有的工藝技術(shù)條件下，結(jié)合油藏目前存在的層間矛盾突出、注采對(duì)應(yīng)差、層間動(dòng)用差異化大等突出問題，根據(jù)數(shù)值模擬研究結(jié)果，綜合考慮物性差異及剩余可采儲(chǔ)量分布情況，給出以下挖潛措施：

（1）油水井補(bǔ)孔、完善層間注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，提高油藏剖面動(dòng)用程度。

（2）低效井壓裂引效、中、高含水井提液、關(guān)停，提高單井產(chǎn)油量、減緩油藏遞減速度，降低油藏整體含水率。

（3）在剩余油富集區(qū)鉆加密調(diào)整井、老井上返，提高剩余油富集區(qū)井區(qū)控制程度。

（4）適時(shí)動(dòng)用克下油藏剩余油富集區(qū)，提高油藏最終采出程度。

6 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）三維精細(xì)地質(zhì)建模技術(shù)是油藏開發(fā)后期進(jìn)行地質(zhì)研究的有力工具。采用巖相約束的屬性建模技術(shù)和精細(xì)數(shù)值模擬技術(shù)，可以直觀地再現(xiàn)油水地下的運(yùn)動(dòng)以及剩余油在儲(chǔ)層空間的精確分布。

（2）一東克拉瑪依油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果表明，擬合地質(zhì)儲(chǔ)量、含水率、采油量、壓力與實(shí)際情況基本一致，為分析剩余油的分布提供了可靠地依據(jù)。

（3）一東克拉瑪依油藏剩余油在平面上多呈孤立狀分布，僅在局部小范圍有連片分布，且克上油藏剩余油分布連片性要好于克下油藏；縱向上主要集中在主力層S1、、、、。

（4）一東區(qū)克拉瑪依油藏剩余油分布主要受水淹狀況、沉積相帶、井網(wǎng)等因素控制，主要分布在井網(wǎng)不完善區(qū)、注入水較難波及區(qū)和斷層附近。

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