精细油藏描述技术在低渗透油藏中的应用

2012-11-14敬小军周建堂康丽侠高月红

石油化工应用 2012年3期

关键词：大路采出程度开发技术

车明，敬小军，周建堂，康丽侠，詹健，高月红

（中国石油长庆油田分公司第四采油厂，宁夏银川 750006）

精细油藏描述技术在低渗透油藏中的应用

车明，敬小军，周建堂，康丽侠，詹健，高月红

（中国石油长庆油田分公司第四采油厂，宁夏银川 750006）

精细油藏描述目的是通过地质模型的建立确定油藏的潜力，最大限度的提高采收率，为油田下一步调整提供可靠的依据。针对已开发油田的不同开发阶段，充分利用各阶段所取得的油藏静、动态资料，对油藏构造，储层、流体等开发地质特征做出现阶段的认识和评价，建立可视化的三维地质模型，在油藏数值模拟生产历史拟合基础上，预测合理的开发技术界限，量化剩余油分布并形成可视化的三维油藏模型，为下一步油田开发调整和综合治理提供科学依据。

精细油藏描述；油藏数值模拟；开发技术界限；剩余油；开发调整

油田投入开发后，随着油藏开采程度的加深和生产动态资料的增加所进行的精细地质特征研究和剩余油分布描述，并不断完善储层的地质模型和量化剩余油分布，称为精细油藏描述。精细油藏描述可以分为三大部分：前期地质研究、可视化三维地质建模、油藏数值模拟。油藏数值模拟是精细油藏描述技术的核心，它包含地质储量拟合、生产历史拟合、剩余油量化及分布、开发技术界限的预测。

油藏开发初期模拟：（1）评价开发方式（衰竭开采、注水开发、其他方式）；（2）选择合理的生产体系，优化井网、开发层系部署；（3）选择合理的生产参数，优化注采方式、压力，注采比。

油藏开发中后期模拟：（1）通过历史拟合，整合动态数据，提高模拟精度；（2）定量研究剩余油分布规律；（3）确定加密井位,优化油藏生产方案；（4）评价EOR（提高采收率法）手段，调整开发方案。

至2010年第四采油厂共完成了油田开发11个区块精细油藏描述项目，完全覆盖了主力开发区块。

1 前期地质研究

1.1 油藏地质概况

三叠系大路沟二区长6油藏主要受岩性控制，平均砂体厚度26.9 m，平均单井油层厚度18.6 m，储层物性较差，渗透率为0.77 mD，孔隙度为12.60%。大路沟三区长2油藏主要受构造一岩性控制，平均砂体厚度24.5 m，平均单井油层厚度16.7 m，储层物性较差，渗透率为 14.15×10-3μm2，孔隙度为 15.80%。

侏罗系新14延9油藏主要受岩性一构造控制，油水分异明显，边底水发育，油藏驱动类型为弹性弱水压驱动，平均砂体厚度20.8 m，平均单井油层厚度9.6 m，储层物性较好，测井解释平均孔隙度为17.1%，渗透率为 18.16×10-3μm2。

低渗透油藏有以下特点：（1）储层物性差，渗透率低；（2）油藏含水饱和度较高，油水分异差，没有无水开采期；（3）油层砂泥交互，非均质性严重；（4）天然裂缝相对发育；（5）渗流规律不遵循达西定律，具有启动压力梯度。

1.2 地层对比与划分

地层划分以岩性与沉积构造序列、微相组合相序、沉积旋回为基础。采用标志层控制砂层组，辅助标志层控制小层的方法进行储层层次划分。

第四采油厂主要开发三叠系长6、长4+52、长2和侏罗系延9油藏，划分油层组标准层岩性特征明显、层位稳定、分布范围广、易于识别。

三叠系油藏主要受岩性控制，物性较差，油水分布没有明显分界，而侏罗系油藏主要受构造控制，物性较好，油水分异明显。

1.3 沉积相研究

沉积环境和沉积相决定着地层的岩石类型，岩石组合及纵横向组合，决定着储层的发育和分布。因此，沉积相研究特别是沉积微相的研究是进行储层结构和流动单元研究的重要基础，同时也是建立准确的、客观的地质模型的重要环节。

陕北地区主要沉积以河流相和三角洲平原、三角洲前缘亚相沉积为主，河流相沉积典型油藏：新14、杨19；三角洲平原亚相典型油藏：大路沟一区、大路沟三区、化子坪长2油藏；三角洲前缘亚相沉积典型油藏：白于山、大路沟二区。

表1 第四采油厂含油层系地层划分统计表

表2 沉积相分类统计表

1.4 流动单元研究

流动单元是一个横向上和垂向上连续的储集带，在这个带内，影响流体流动的岩石物理性质在各处都相似，并且岩石的特点在各处也相似。

流动单元的分类常用静态物性资料渗透率（K）、孔隙度（Por）作为参数进行储层流动单元的聚类分析。对于裂缝不发育的油藏是适用，而对于三叠系长6、长4+5油藏来说，裂缝十分发育，只依据静态在资料划分就不能有效指导油藏开发。

以大路沟二区长6油藏来说，裂缝发育有裂缝26条，裂缝见水及水淹油井45口，日损失产能126 t，高渗带40条，见水及水淹油井44口，日损失产能98 t，累计到目前损失23万吨。

大路沟二次一次精细油藏描述只以静态资料分为四类流动单元，长612层流动单元属于A和B类，而和目前生产动态和压力分布状况对比，与静态资料划分的流动单元有一定的差异，不能有效指导生产开发。所以在大路沟二区二次精细油藏描述时引入了生产动态资料、裂缝资料、试井资料等，将长612层划分成六类，主力层主要以C类为主，A、B类次之，与生产动态对比更好的反映生产实际，能有效指导油水井措施方案实施。

2 地质建模与数值模拟应用

2.1 地质建模

建立一个描述构造、储层、流体空间分布的静态可视化三维地质模型，它能直接反映油藏在地下分布的状态，是油田数字化建设的具体体现。

收集前期地质研究成果资料：地层划分对比、测井资料、沉积相成果，进行三维随机地质建模。

2.2 数值模拟

油藏数值模拟是利用计算机模拟地下油水的流动，给出某一时刻油水分布，预测油藏动态。

精细油藏数值模拟是把模拟层划分到单砂层，使得模型规模变得很大，总网格数目一般会达到百万量级，对油藏的描述已接近于油藏的真实情况，这样的模型应用于精细剩余油分布研究。

历史拟合是油藏模拟中的一项极其重要的工作。因为一个油藏模型被建立起来以后，它是否完全反映油气藏实际，并未经过检验。只有利用将生产和注入的历史数据输入模型并运行模拟器，再将计算的结果与油藏的实际动态相比，才能确定模型中采用的油藏描述是否是有效的。由于历史拟合调整参数的目的是为了把真实油藏的描述搞得尽可能精确，所以，它是油藏模拟中不能缺少的重要步骤。

动态预测是获得了好的、可以接受的历史拟合后，就可利用该模型来预测油藏未来的生产动态。预测的内容包括：原油和水的产量，油水比的动态，油藏压力的变化动态，液体前缘位置，区域采出程度，估计油藏最终采收率等。预测的结果将作为我们进行开发与管理决策的重要依据。

3 开发技术界限与剩余油分布规律研究

3.1 开发技术界限研究

开发技术界限是提高采收率最直接的手段，不同时期，不同的技术界限能高效的开发油藏，最大限度的挖潜油藏的潜力。

新14区延9油藏随着采出程度增大，含水上升趋势明显2009年1月47.0%上升到年底的54.9%。统计2009-2010年27口含水上升井，主要原因是累计采油量高、采出程度较高（平均单井累计采油量2.25×104t，采出程度30.9%）。近两年含水上升速度加快，并且随着采出程度的增加，含水上升趋势明显，稳产难度大，合理的开发技术政策显得尤为重要。

针对油田含水上升快的问题，设计注采比方案：0.6、0.7、0.8、0.9、1.0、1.2 六个方案，预测合理的开发技术政策，达到控水稳油的目的。