渤海某油田剩余油分布規(guī)律

袁勛(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司遼東作業(yè)公司，天津 300456)

1 地質(zhì)模型建立

利用研究區(qū)最新的鉆井資料更新其構(gòu)造及地質(zhì)模型，計(jì)算各區(qū)油氣地質(zhì)儲(chǔ)量，為油藏?cái)?shù)值模擬提供油藏模型網(wǎng)格及油藏屬性模型。地質(zhì)模型建立的過(guò)程包括：數(shù)據(jù)輸入、構(gòu)造建模、沉積相建模、屬性建模、儲(chǔ)量計(jì)算和模型粗化等，沉積相模型采用序貫指示模擬方法，屬性模型采用相控序貫高斯模擬方法。

2 數(shù)模模型建立

采用斯倫貝謝公司的數(shù)值模擬器Eclipse軟件進(jìn)行模擬計(jì)算，該軟件采用全隱式，考慮井筒倒灌，并支持正交網(wǎng)格、角點(diǎn)網(wǎng)格、柱形網(wǎng)格和斷層非相鄰網(wǎng)格連接。油藏?cái)?shù)值模型建立主要包括：網(wǎng)格劃分、巖石模型、流體模型、動(dòng)態(tài)模型4個(gè)方面內(nèi)容。

2.1 網(wǎng)格劃分

三維油藏網(wǎng)格模型主要參數(shù)：平面上網(wǎng)格大小為50 m×50 m，L50-L100油組垂向上共劃分104個(gè)小層，三維油藏網(wǎng)格維數(shù)是60×70×104，總網(wǎng)格數(shù)約為436 800個(gè)，其中有效網(wǎng)格數(shù)約為177 984個(gè)。

2.2 巖石模型的建立

巖石物性是指巖石多孔介質(zhì)在多相流的情況下的相對(duì)滲透率和巖石壓縮系數(shù)。巖石壓縮系數(shù)是由地層壓力、孔隙度、巖性等相關(guān)計(jì)算所得；油水相對(duì)滲透率根據(jù)實(shí)驗(yàn)測(cè)試所得。

2.3 流體模型的建立

本次研究通過(guò)平衡面法定義模型初始參數(shù)場(chǎng)。

2.4 動(dòng)態(tài)模型的建立

動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)是指一切與時(shí)間相關(guān)的數(shù)據(jù)，包括完井修井?dāng)?shù)據(jù)、生產(chǎn)數(shù)據(jù)、注入數(shù)據(jù)、壓力數(shù)據(jù)等。

3 生產(chǎn)歷史擬合

在整個(gè)油藏?cái)?shù)值模擬研究中，建立地質(zhì)模型和油藏模型是基礎(chǔ)，而生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的擬合是關(guān)鍵。

該油田油藏的歷史擬合比一般油藏歷史擬合需要更大的工作量和技術(shù)難度。其原因可以歸納為以下三個(gè)方面[1-2]：(1)油藏開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)復(fù)雜；(2)油水井生產(chǎn)措施頻繁；(3)油藏滲透率參數(shù)模型的建立以巖心刻度的測(cè)井解釋數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，滲透率參數(shù)調(diào)整以試井解釋成果作為參考，含水率擬合以生產(chǎn)記錄觀測(cè)值為參照，給歷史擬合帶來(lái)較大技術(shù)難度。

3.1 壓力擬合

壓力的擬合主要擬合的參數(shù)有平均油層壓力、單井流壓或關(guān)井靜壓。單井壓力(流壓或靜壓)的擬合主要通過(guò)調(diào)整井周的滲透率、表皮系數(shù)(儲(chǔ)層改造或污染)進(jìn)行擬合，使模型計(jì)算得到的單井壓力與實(shí)測(cè)的單井流壓或靜壓逐漸吻合，使油藏模型逐步逼近地下油藏實(shí)際的過(guò)程。

3.2 含水率擬合

含水率的擬合主要是通過(guò)修改油藏含水飽和度場(chǎng)或巖石相對(duì)滲透率，以油井和全區(qū)的實(shí)際含水率為參考，刻畫(huà)油藏整體滲流狀況。含水率的擬合主要分兩步：(1)全區(qū)含水率的擬合；(2)單井含水率的擬合。這一階段通過(guò)精細(xì)擬合單井含水狀況，達(dá)到精細(xì)擬合全區(qū)含水狀況的效果。

3.3 擬合結(jié)果及認(rèn)識(shí)

研究區(qū)歷史擬合的總體質(zhì)量較高，區(qū)塊含水、地層壓力、單井含水率、單井靜壓擬合效果較好(圖1～圖6)，部分井歷史擬合較差，分析原因認(rèn)為：部分井生產(chǎn)措施較多，補(bǔ)孔、卡層等增加了擬合難度。綜上所述，可以認(rèn)為歷史擬合的總體質(zhì)量較為理想。

圖1 地層壓力擬合結(jié)果圖

圖2 含水率擬合結(jié)果圖

圖3 單井靜壓擬合結(jié)果圖

圖4 單井靜壓擬合結(jié)果圖

圖5 單井含水?dāng)M合結(jié)果圖

圖6 單井含水?dāng)M合結(jié)果圖

4 剩余油分布規(guī)律研究

本次的剩余油定量描述技術(shù)研究思路立足于產(chǎn)液剖面、吸水剖面、鉆井資料和測(cè)井資料等生產(chǎn)測(cè)試資料，結(jié)合構(gòu)造、儲(chǔ)層和沉積等地質(zhì)研究成果，通過(guò)上述資料綜合分析找出油層平面和縱向上的油水分布規(guī)律，從而確定剩余油富集區(qū)[3-5]。該油田于2010年03月投入開(kāi)發(fā)，目前綜合含水為74.7%，動(dòng)用儲(chǔ)量采出程度為17.4%。但由于受到平面上非均質(zhì)性和層間差異性的影響，剩余油分布在平面、縱向以及層內(nèi)表現(xiàn)出不同的分布規(guī)律。

4.1 平面剩余油分布規(guī)律

邊部?jī)?chǔ)量動(dòng)用程度低，屬于無(wú)井控區(qū)域，是剩余油主要富集區(qū)；內(nèi)部井網(wǎng)不完善區(qū)域，如區(qū)塊西側(cè)E13及E08ST1井附近注采井網(wǎng)不完善，存在較為富集的剩余油；油井井間的水驅(qū)效果要明顯弱于油水井間的主流線區(qū)域，造成了原油的滯留，因此它是剩余油相對(duì)富集的區(qū)域。

4.2 縱向剩余油分布規(guī)律

根據(jù)儲(chǔ)層不同的物性條件，將該油田小層劃分為三類。I類小層包括L70、L74、L76、L82，II類小層包括L58、L60、L62、L86、L88、L94、L100、L102，III類小層包括L50、L52、L54、L56、L64、L72、L80、L84、L90、L92、L96。截 止 到2015年10月，I類小層平均采出程度為17.0%，II類小層平均采出程度為8.9%，III類小層受儲(chǔ)層平面展布、注采對(duì)應(yīng)關(guān)系等影響，平均采出程度為6.3%。

4.3 層內(nèi)剩余油分布規(guī)律

該油田韻律類型主要以正韻律為主，同時(shí)存在一部分均質(zhì)韻律儲(chǔ)層；發(fā)生水淹的部位主要還是以底部水淹為主。對(duì)于正韻律儲(chǔ)層出現(xiàn)底部水淹主要是正韻律儲(chǔ)層的儲(chǔ)層特征造成的；而對(duì)于均質(zhì)韻律儲(chǔ)層其自上而下由于粒度、物性相差不大，水驅(qū)效果主要受到重力影響，儲(chǔ)層上部水驅(qū)效果相對(duì)下部較差，因而油層上部剩余油較富集。主力層較為突出，部分厚度較大的儲(chǔ)層，由于底部水淹較為明顯，存在底部水竄現(xiàn)象，造成頂部剩余油較為富集，結(jié)合水淹資料及數(shù)值模擬結(jié)果顯示，L60、L100小層頂部均存在較富集的剩余油。

5 結(jié)語(yǔ)

(1)針對(duì)平面上剩余油分布規(guī)律，位于邊部未動(dòng)用儲(chǔ)量，可增加開(kāi)發(fā)井，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度；

(2)區(qū)塊內(nèi)部油井井間剩余油較為富集，通過(guò)油井轉(zhuǎn)注，由早期的反九點(diǎn)法逐步轉(zhuǎn)變?yōu)槲妩c(diǎn)法，可挖潛油井間剩余油；

(3)針對(duì)縱向上剩余油分布規(guī)律，主力層水淹，層間干擾嚴(yán)重，可通過(guò)優(yōu)化注水的方式來(lái)提高非主力層動(dòng)用程度；

(4)針對(duì)層內(nèi)剩余油分布規(guī)律，L60、L100小層厚度大，小層頂部剩余油富集，可部署水平井挖潛頂部剩余油。