定邊油田張崾峴油區(qū)延數(shù)值模擬及剩余油分布規(guī)律研究

田 豐，時(shí)丕同，白 遠(yuǎn).

(陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075)

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田 豐，時(shí)丕同，白 遠(yuǎn).

(陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075)

特低滲油藏；數(shù)值模擬；歷史擬合

1 油藏?cái)?shù)值模型的建立

1.1 數(shù)據(jù)模擬器的選擇和數(shù)據(jù)準(zhǔn)備

依據(jù)油藏類型和滲流機(jī)理選擇油藏模擬器[2]。張崾峴油藏是受邊底水影響的構(gòu)造油藏，因此選用單孔介質(zhì)的三維三相黑油模型，使用的模擬器是Schlumberger公司ECLIPSE軟件的BlackOil 模型。該軟件具有計(jì)算速度快、穩(wěn)定性好、前后處理功能強(qiáng)的優(yōu)點(diǎn)，完全能滿足本次數(shù)值模擬研究的需要[3]。模擬所需的數(shù)據(jù)主要有以下幾點(diǎn)。

1.1.1 油藏基本參數(shù)

油藏基本參數(shù)主要有儲(chǔ)層原始狀態(tài)下的地層壓力，油、氣、水的性質(zhì)等參數(shù)(表1)，這些數(shù)據(jù)可從油田的實(shí)驗(yàn)室獲取。

表1 延油藏基本參數(shù)表Table 1 The basic reservoir parameters table of Yan

1.1.2 油藏地質(zhì)參數(shù)

油藏地質(zhì)參數(shù)包括各個(gè)模擬層的角點(diǎn)網(wǎng)格坐標(biāo)、凈毛比、三軸滲透率、孔隙度、初始含水飽和度等參數(shù)，描述了油藏的模擬空間幾何形態(tài)及影響滲流特性的基本儲(chǔ)層參數(shù)。這些參數(shù)通過導(dǎo)入地質(zhì)模型建立。

1.1.3 相對(duì)滲透率曲線(相滲曲線)

在建立油藏?cái)?shù)值模型中，相滲曲線對(duì)開采特征的影響具有關(guān)鍵作用。通過對(duì)周邊相鄰油藏地質(zhì)特征及相滲曲線的分析對(duì)比，最終確定數(shù)值模擬相滲資料借用鄰區(qū)定4010井取芯的相滲資料，并進(jìn)行數(shù)字化修正處理后，輸入模型。

1.2 網(wǎng)格定義

通過對(duì)張崾峴油區(qū)儲(chǔ)層展布特征、河道砂體方向的研究發(fā)現(xiàn)，該區(qū)域砂體主要是在中西部發(fā)育的砂體，砂體厚度在7～20 m之間，大致呈NE-SW方向沿河道展布。砂體發(fā)育面積較廣，厚度較穩(wěn)定，具有大面積連片發(fā)布的特點(diǎn)；西部及中部砂體厚度較大，砂體厚度一般大于15 m；而南部及東北部砂體厚度相對(duì)較小，普遍在10 m以下。因此選擇延912數(shù)值模擬模型網(wǎng)格的x方向?yàn)檎龞|。模型總網(wǎng)格數(shù)為74×60×10=44400個(gè)網(wǎng)格(圖1)，保證注采井之間至少有10個(gè)網(wǎng)格，盡可能表現(xiàn)注采井間的儲(chǔ)層非均質(zhì)性。[4]

圖1 孔滲飽數(shù)值粗化模型Fig.1 Yan 912 permeability, porosity, initial oil saturation numerical coarsening models

1.3 歷史擬合

1.3.1 地質(zhì)儲(chǔ)量擬合

利用容積法計(jì)算延912層的地質(zhì)儲(chǔ)量為105.24×104，本次數(shù)值模擬儲(chǔ)量為101.5×104t，與容積法的地質(zhì)儲(chǔ)量相比絕對(duì)誤差為-3.74×104t，相對(duì)誤差為-3.55%，可見本次儲(chǔ)量擬合精度較高(表2)，滿足剩余油研究要求[5-6]。

表2 延912數(shù)值模擬儲(chǔ)量擬合
Table 2 Numerical simulation of reserves fit of Yan 912

層號(hào)容積法計(jì)算儲(chǔ)量/(104t)數(shù)模擬合儲(chǔ)量/(104t)與容積法儲(chǔ)量相比絕對(duì)誤差/(104t)相對(duì)誤差/%延912105.24101.5-3.74-3.55

1.3.2 單元產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、綜合含水的擬合

截至2015年10月，數(shù)值模擬輸入的單元累積產(chǎn)油量為8.02×104t，累積產(chǎn)水量為4.71×104m3，累積注水量為4.69×104m3。模擬采用定液生產(chǎn)，累積產(chǎn)油擬合較好(圖2)，到2015年10月，擬合計(jì)算出累積產(chǎn)油量為8.12×104t，絕對(duì)誤差為0.1×104t，相對(duì)誤差為1.23%[7]。

從整體的擬合結(jié)果看，產(chǎn)液、產(chǎn)油、產(chǎn)水量相差不大，趨勢(shì)基本一致。

圖2 定4848井區(qū)延912層產(chǎn)液、產(chǎn)油、含水率擬合曲線Fig.2 Calculation curves of liquid production, oil production and water cut in Yan 912 zone of Ding 4848 well area

2 剩余油分布規(guī)律

2.1 剩余油分布

2.1.1 剩余油飽和度分布特點(diǎn)

延912層經(jīng)歷了依靠天然能量邊底水開發(fā)、注水開發(fā)及水平井強(qiáng)化開采階段[8]，至2015年10月綜合含水率達(dá)40.5%。從圖3a初始含油飽和度和圖3b剩余油飽和度對(duì)比來看，水驅(qū)后剩余油飽和度與地層原始含油飽和度相比有所降低，但是下降幅度不大，主要是靠近邊水區(qū)域和構(gòu)造低部位的剩余油飽和度相對(duì)較低[9]?？偟膩碚f，延912層物性較差，局部井網(wǎng)不完善，開發(fā)初期階段一直靠直井開采，產(chǎn)能低，產(chǎn)量遞減快；2012年7月水平井投產(chǎn)后開發(fā)狀況有所改善，但水平井?dāng)?shù)少，開采年限短，所以延912層目前采出程度較低，剩余油飽和度富集，挖潛潛力大。

2.1.2 剩余地質(zhì)儲(chǔ)量豐度分布規(guī)律

延912層剩余地質(zhì)儲(chǔ)量豐度圖顯示，延912層平均剩余地質(zhì)儲(chǔ)量豐度為39.2×104t/km2，與原始地質(zhì)儲(chǔ)量豐度48.6×104t/km2相比有所降低，但下降幅度不大。

通過上述剩余油分布特征研究發(fā)現(xiàn)，該區(qū)塊剩余油相對(duì)富集，呈連片分布，剩余地質(zhì)儲(chǔ)量豐度下降幅度不大，提高采收率的空間很大，挖潛時(shí)要充分考慮剩余油的特征，加大井網(wǎng)調(diào)整力度。

圖3 延912層初始含油和剩余油飽和度分布圖Fig.3 The initial oil and residual oil saturation distribution of Yan 912

2.2 層內(nèi)平面及縱向剩余油分布

2.2.1 剩余油飽和度平面分布特征

將延912層平均分為10個(gè)單層。從分層剩余油分布平面圖上看，油區(qū)內(nèi)部構(gòu)造高的區(qū)域剩余油飽和度高，這是因?yàn)闃?gòu)造幅度高的部位底水突破幅度變緩。從不同層的剩余油飽和度圖看，由于邊底水的影響，延912層下部剩余油明顯低于上部，越往底部水淹狀況越嚴(yán)重[10]。

對(duì)比水平井和直井近井地帶的剩余油分布，水平井軌跡周圍的含油飽和度有明顯降低，下降幅度遠(yuǎn)大于直井，如ZP2井與D4814井均對(duì)應(yīng)注水井D4850-2，由于ZP2井在構(gòu)造低部位，D4814在構(gòu)造高部位，加上水平井泄油面積大，D4850-2注水井往ZP2方向的推進(jìn)速率明顯加快。

2.2.2 剩余油分布特征

為了更加精細(xì)地描述延912層的層內(nèi)儲(chǔ)量動(dòng)用差異，分別過水平井和直井作任意兩條剩余油含油飽和度剖面圖來進(jìn)一步分析直井與水平井近井地帶剩余油分布特征及規(guī)律。圖4二條剖面分別為南北方向(D4850-4～ZP4～D4850-2)和東西方向(ZP6～D4848-3)。

由于水平井初期產(chǎn)能高，是直井的2～4倍，且穩(wěn)產(chǎn)期較長(zhǎng)，故其開發(fā)效果明顯優(yōu)于直井。從剖面圖4可以看出，直井開發(fā)至今，含油飽和度僅在井筒周圍降低較明顯，說明直井開發(fā)低滲透油藏泄油半徑小，且隨著能量的遞減，底水錐進(jìn)速率加快，剩余油動(dòng)用難度也越來越大。而水平井開發(fā)則大大提高了儲(chǔ)量動(dòng)用程度[11]，但受儲(chǔ)層物性變化、邊底水和注采井網(wǎng)的影響，各水平井在水平段周圍含油飽和度變化范圍和特征不同[12]。如圖4a所示，ZP4井在邊底水補(bǔ)充能量開發(fā)的同時(shí)，水平段A端對(duì)應(yīng)注水井D4852-2，且其剩余油飽和度低，動(dòng)用程度明顯高于水平段尾部；而ZP6井的水平段A端和中部分別對(duì)應(yīng)兩口注水井(D4848、D4848-2)，圖4b剩余油飽和度剖面顯示，ZP6井水平段中部動(dòng)用程度高，底水和注水推進(jìn)也表現(xiàn)出較大半徑的錐進(jìn)特征。

2.2.3 開發(fā)現(xiàn)狀

研究工區(qū)井?dāng)?shù)共51口，其中采油井40口，注水井11口。截至2015年10月，油井開井21口，注水井開井11口，區(qū)塊日產(chǎn)液95.42 m3，日產(chǎn)油量56.78 t；平均單井日產(chǎn)液4.55 m3，平均單井日產(chǎn)油2.78 t；區(qū)塊日注水72 m3，平均單井日注水6.5 m3；注采比為0.75，綜合含水率為40.5%，采出程度為7.73%；目前地層壓力為9.9 MPa，壓力保持水平為64.7%。研究區(qū)開采曲線的動(dòng)態(tài)反映出，油井投產(chǎn)初期區(qū)塊產(chǎn)量較穩(wěn)定，平均日產(chǎn)液量10 m3，平均日產(chǎn)油量7.81 t，含水率為20%左右；隨著油井的陸續(xù)投產(chǎn)開發(fā)，產(chǎn)油量上升很明顯，特別是2012年7月水平井陸續(xù)投入開發(fā)后，產(chǎn)油量大幅上升，日產(chǎn)油量達(dá)到81 t，說明水平井能大幅度改善開發(fā)效果。為了更好地開發(fā)該區(qū)域，我們將在后期對(duì)該區(qū)域進(jìn)行水平井整體開發(fā)。

3 結(jié)論

通過對(duì)定邊油田張崾峴油區(qū)生產(chǎn)數(shù)據(jù)的研究發(fā)現(xiàn)，該區(qū)域延912層目前采出程度較低，剩余油飽和度富集，挖潛潛力大，剩余油主要分布在背斜軸部構(gòu)造相對(duì)較高的部位與井網(wǎng)不完善的部位。對(duì)該區(qū)域剩余油分布進(jìn)行研究后得出結(jié)論，后期我們將改變開發(fā)模式，在該區(qū)域進(jìn)行水平井整體開發(fā)，使其得到高效開發(fā)。

圖4 水平和垂直方向剩余油飽和度剖面圖
Fig.4 Residual oil saturation sectional views of the horizontal and the vertical direction

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Tian Feng, Shi Pitong, Bai Yuan

(Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Co., Ltd., Xi＇an, Shaanxi 710065, China)

ultra-low permeability reservoir; numerical simulation; history matching

田豐(1987—)，工程師，2013年畢業(yè)于西安石油大學(xué)，主要從事油氣田開發(fā)工作。郵箱：48180014@qq.com.

TE122.2+4

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