油藏数值模拟技术在大庆高含水油田的应用

2012-11-10徐路生尹太举代盈营油气资源与勘探技术教育部重点实验室长江大学湖北荆州434023

长江大学学报(自科版) 2012年13期

关键词：高含水井网油层

徐路生，尹太举，代盈营(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学),湖北荆州 434023)

田宏(渤海钻探工程公司油气合作开发分公司，天津 300280)

油藏数值模拟技术在大庆高含水油田的应用

徐路生，尹太举，代盈营(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学),湖北荆州 434023)

田宏(渤海钻探工程公司油气合作开发分公司，天津 300280)

经过多年的稳产高产，大庆油田进入高含水阶段，由于油层多，层系之间的差异大，井网划分跨层系现象较为普遍，剩余油分布越来越复杂,给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大,剩余油分布预测成为高含水期油田的开发关键。为定量分析大庆油田进入高含水期的剩余油分布特征，以精细油藏描述为基础，结合油藏开发动态，利用油藏数值模拟技术再现油藏生产过程和不同时期油水分布。基于大庆油田北三区西部开发数据和监测资料，利用地质模型对区块生产过程进行了模拟，再现了油藏开发历程。由于层段多、砂体形态复杂、层内非均质性较严重，油层部分部位控制程度相对较差，在油层的边角部位、差油层及层内差储层段成为剩余油分布的集中区。以该剩余油的分布特征提供相应的措施调整，从而解决油藏注水开发中的3大矛盾，对油田开发生产起到了很好的指导作用。

高含水；油藏数值模拟；剩余油

松辽盆地发育有3套含油组合，即上部黑帝庙油层含油组合，中部萨、葡、高油层含油组合，下部扶杨油层含油组合。而大庆油田北三区属中部含油组合，发育萨、葡、高三套油层，形成于松辽盆地整体坳陷过程中的一个显著回返和充填时期，即青山口组水退旋回晚期至姚家组-嫩江组水进旋回早期，属早白垩中期松辽盆地北部大型河流-三角洲沉积，沉积总厚度约380m。北三区萨尔图油层以三角洲内前缘和三角洲外前缘沉积为主，主要发育水下分流河道、主体席状砂和非主体席状砂微相。葡萄花油层主要为三角洲平原及三角内前缘沉积，在该段地层上部发育大型的分流河道沉积，下部以内前缘的水下分流河道及席状砂沉积为主。萨尔图油层以三角洲外前缘和内前缘沉积为主，主要发育主体席状砂和非主体席状砂2种微相。

北三区经过多年的稳产高产，油水分布非常复杂。加之油层多，层系之间的差异大，井网划分跨层系现象较为普遍，而且目前在水驱基础上，还采用了多种三次采油工艺，特别是进入高含水后期开发后,剩余油分布越来越复杂,给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大,剩余油分布预测成为高含水期油田的开发关键。剩余油的研究较多，但是基本上都属于定性分析，不能直接测定剩余油，而是通过一定的处理、计算、推导得出地下剩余油的分布状况。而油藏数值模拟技术很好解决了该类问题，油藏数值模拟方法就是利用油水渗流理论，对各层段的剩余油形成过程进行模拟，弄清油水运动规律，定量刻画不同时期的油水分布，动态描述剩余油的分布和变化，反映出各个阶段各层的剩余油分布状况，总结剩余油分布规律，并提供相应的挖潜措施。

1 研究区概况

北三区西部位于大庆长垣萨尔图油田纯油区内，含油面积18.50km2，地质储量13098×104t，纵向上发育萨尔图、葡萄花、高台子3套油层，共分7个油层组、27个砂岩组、92个沉积单元。油藏类型为背斜型砂岩油藏，无气顶，不对称短轴背斜构造，具有统一的压力系统，边水、底水不活跃。自1964年萨、葡主力油层投入开发以来，研究区先后经历了3次大的调整，截止2009年12月，全区累积注水24738.41×104m3,累积产油4583.61×104t，采出程度34.99%，采油速度0.61%，累计注采比1.02，年注采比0.94，综合含水92.04%，地层压力10.76MPa。该区已经进入高含水阶段。

2 油藏数值模拟应用

2.1工区模型建立和网格划分

选取整个区块范围内的水驱井做为模拟区，由于该地区具有较强的层内非均质性和强烈的平面非均质性，因此选用ECLIPSE三维三相黑油模拟软件作为模拟器。为精细模拟该油藏，并考虑今后的井网部署，建立平面模拟网格系统如下：在X方向有63个节点，Y方向80个节点，Z方向为124层,共有63×80×124=624960个网格。平面上网格步长25m×25m。模拟层与地质细分层相同，纵向上78个大层，对主力层进行了细分，总层数为124层，对应于该油组井段的各个砂体。

根据油藏储层建模成果，按所划模拟网格和模拟分层，经网格粗化得到了各层的顶底深度、净毛比、孔隙度、渗透率、饱和度等参数的网格数据场。对孔隙度、饱和度等数值采用算术平均，渗透率粗化采用全张力计算方法。地质模型粗化后输出的ECLIPSE数据体直接用于数值模拟。

2.2油藏物性参数和动态数据的选取

1)油藏物性参数油藏物性参数主要包括：油藏和流体物性参数、相渗曲线和流体PVT。该区相渗曲线依据不同的渗透率区间来进行相渗分区，共划分了8个相渗区间，采用了8条相渗曲线。

2)动态数据动态数据主要是从投产到2010年3月油水井资料(不考虑区块聚合物驱替的井)，包括油井产油数据、产水数据、压力数据、水井的注水速度和注水压力等，通过油藏数值模拟软件ECLIPSE前处理，形成ECLIPSE接受的数据格式文件。

2.3历史拟合及结果

历史拟合主要对油层开采期产量、含水、压力水平等历史资料、实测产液剖面资料和单井生产资料进行反复拟合，使模型能较好地符合油藏地下情况。主要拟合指标为全区的压力、产液、含水及单井的产液、产水、含水。这些指标主要受地层岩石及流体热物理参数、区域渗透率和相对渗透率的影响。通过反复调整影响参数，使全区产液和含水得到较好拟合，从而使模型再对实际动态资料的拟合下能尽量逼近地下真实情况(见图1)。

图1 全区产液量和综合含水率拟合曲线

3 剩余油规律分析

一般来说，剩余油的平面分布主要受油层渗透率、平面非均质性和井网条件的控制，也相应具有一些基本特征。研究区历史拟合后总结剩余油分布特点如下。

3.1在相邻注水井或采油井的中间区域剩余油饱和度高

拟合结果表明，在2口注水井的中间平衡区，由于压力平衡，注入水不能波及，形成剩余油的富集区，而在2口采油井的中间部位，由于远离泄压的采油井，地层压力较高，注入水很难波及到，存在较多的剩余油 (见图2)。

3.2平面非均质性较强的油层中，局部低渗透带有较多的剩余油

油层中物性分布情况直接影响到剩余油的分布状况，低渗透层吸水少，注入水推进慢，水洗差，剩余油也较多 (见图3) 。

图2 相邻生产井中间区域剩余油分布

图3 高渗透区油水井未波及区域剩余油分布

3.3油藏局部井网不完善的的区域存在较多剩余油

油藏的边缘区域剩余油饱和度高，这是由于该油藏由于没边水驱替，且这些区域井网也不够完善，对部分砂体控制程度低，注入水无法波及到，所以含油饱和度高 (见图4) 。

3.4差油层整体水驱效果差，全层都具有较高的含油饱和度

差油层整体水驱效果差，全层都具有较高的含油饱和度(见图5)，由于储层物性差，整体水驱效果较差，剩余油在全层都有分布。

图4 油藏局部井网不完善的的区域剩余油分布

图 5 储层整体物性较差造成油层整体具有较高的剩余油饱和度

4 调整措施

结合模拟过程体现的一些问题，为了解决在注水开发中不断出现的3大矛盾(层间矛盾、平面矛盾、层内矛盾)，提高采收率，可以进行油水井的调整，这种调整是以水井为主，调整方法如下。

4.1提高中低渗透层的注水强度，适当降低高渗透层的注水量或间歇停注，以调整层间矛盾

在油田开发的中后期，主力油层的采出程度已相当高，进入特高含水的采油期。在调整开发层位时，主力油层不断被封堵，生产油层越来越少，产油量大大下降。那些原来的非主力油层经过注水和一系列的油层改造措施，发挥越来越大的作用，逐渐弥补了主力油层下降的产量，使得油田得以保持稳产。在这种情况下，对于相应的注水井，就应当提高中低渗透层的注水强度(如果提高水量有一定的困难，应当酸化这些层段，以达到配注要求)，对于长期大排量高强度注水的高渗透层，则应当减少注水量或定期停注。

4.2加强非主要来水方向的注水，控制主要来水方向的注水，调整平面矛盾

在注水开发的油田，有一部分井组，注采不完善，井网对油层的控制比较差，由于地质上的原因，水驱控制储量比较低，或者不成注采系统。有些井组，尽管井网比较完善，由于平面上渗透率的差异，仍然存在着单向受益问题，以致造成油层平面上的舌进。在这种情况下，应当加强非主要来水方向的注水，提高其注水量；同时控制主要来水方向的注水，降低其注水量，使注入水在平面上处于相对平衡状态，水线均匀推进，平面矛盾得到解决。

4.3层内堵水

层内非均质严重，注入水沿高渗透带水窜的现象，严重地危害了油井的正常生产，使油井含水大幅度上升，产油量下降。因此必须对油水井进行堵水，为油田长期高产稳产创造条件。堵水前，必须正确判断出水层位，水的来源不同，堵水的方法也不一样。

5 结论

1)利用ECLIPSE油藏数值模拟软件，模拟了油藏开发历史，定量地描述了不同时期的油水运动规律，确定了不同时期的剩余油分布规律。基于区块开发数据和监测资料，利用地质模型对区块生产过程进行了模拟，再现了油藏开发历程，表明由于层段多、砂体形态复杂、层内非均质性较严重，油层部分部位控制程度相对较差，在油层的边角部位、差油层及层内差储层段成为剩余油分布的集中区。

2)针对高含水期剩余油分布规律，提供了相应的调整措施：提高中低渗透层的注水强度，适当降低高渗透层的注水量或间歇停注; 加强非主要来水方向的注水，控制主要来水方向的注水; 层内堵水。以此解决注水开发中的3大矛盾, 对油田开发生产起到了很好的指导作用。

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