姬塬油田X区地质建模及数值模拟研究

王牧，李茂，高洁，王雷，代莎

（中国石油长庆油田分公司第十二采油厂，甘肃合水745400）

姬塬油田X区地质建模及数值模拟研究

王牧，李茂，高洁，王雷，代莎

（中国石油长庆油田分公司第十二采油厂，甘肃合水745400）

首先在深化油藏地质认识的基础上，利用地质、测井等测试资料建立三维地质模型，其次通过数值模拟技术，利用生产动态测试资料，进行历史拟合，调整完善数值模型；最后优选合理生产压差，保持在5 MPa左右时开发效果最为理想。

姬塬油田；地质建模；数值模拟；合理生产压差

姬塬油田X区横跨陕北斜坡和天环坳陷两个构造单元，局部构造为一西倾单斜，坡度不足2°，斜坡上发育有轴向北东～南西向鼻隆构造。研究区长21油层组沉积时，由于湖盆水体变浅，湖盆收敛，河控性三角洲平原亚相大面积分布，分流河道砂体较发育。河流沉积迁移过程中自上而下也可以形成长213、长212、长211三个沉积旋回，造成碎屑岩粒度和岩性的层序变化，测井剖面表现为正韵律层序。长21油藏的含油面积6.4 km2，地质可采储量为311×104t，总体开发形势稳定。

1　油藏三维地质建模

1.1建模思路

本次建模主要采用确定性建模和随机建模相结合，岩相控制，多参数协同建模的思路进行［1］，通过多个实现，优选模型，最终建立精确的构造模型和属性模型。

在地层格架模型上，遵循地层划分对比成果，X区长21油藏可以分为长211、长212和长213三个层，由于X区长211基本无有效砂体，不具有研究价值，建模时重点考虑长212和长213，而长213油层可以进一步划分为长213-1、长213-2和长213-3三个小层。

1.2构造模型

在小层和沉积时间单元精细划分对比的基础上，应用指示克里金插值法逐层作出顶面和底面构造图，构造线间距2 m。从构造模型（见图1）和顶部地质构造图（见图2）可以看出，构造模型与地质认识较为吻合。

图1　构造模型

图2　顶部地质构造图

1.3属性模型

从建立的孔、渗、饱属性模型（见图3～图5）可以看出模型的一致性比较，其中长213-3和长213-2小层砂体连片性较好，局部存在差异性，储层物性较好。

图3　孔隙度模型

图4　渗透率模型

图5　饱和度模型

1.4模型储量计算

通过建模过程获得研究区各种实现的属性参数模型，采用渗透率大于0.7×10-3μm2，孔隙度大于10%，含油饱和度大于35%的有效储层筛选，计算出研究区地质建模多种实现的分层储量（见表1）。各模型实现计算出的平均原油储量比较接近，相对误差为3.9%。因为长213-1、长212和长211没有工业油流，建模中储量为零。

表1　X区长21油藏地质建模储量计算

2　油藏数值模拟研究

2.1历史拟合

2.1.1油藏开发指标的拟合由于本区各个单井的测压资料和气油比数据非常有限［2-5］，这两项指标不具备历史拟合的条件，所以本次数值模拟研究的主要拟合指标为油藏的综合累计产油、产水率、产油量以及各模拟层单井产液量、产油量等指标。在拟合的过程中，充分考虑低渗透砂岩储层的特性，通过在参数合理的调整范围以内，对储层有效厚度、孔隙度、渗透率、相对渗透率曲线等参数进行了调整，从而达到了较好的拟合精度（见图6～图8）。

2.1.2单井历史拟合针对本区81口采油井进行单井拟合。有20口井的拟合效果相当好，拟合误差在5%以内，占总井数的24.69%；有54口井的单井拟合产油量最大误差介于5%～10%，占总井数的66.67%，有7口井的拟合误差较大，达到10%以上，占总井数的8.64%。总体上看，拟合误差在10%以内的井占总井数的91.36%，表明油藏的总体拟合效果较好，能够真正的模拟油藏的开发动态过程，使得油藏的开发历史实现再现。

2.2方案优选

根据目前模拟区的实际开发状况，拟做4个方案进行合理井底流压研究。采油井井底流压：2.5 MPa、3.5 MPa、5 MPa、6 MPa，油井以定压方式控制生产，注水井按照目前注水量进行注水，从2011年7月31日开始生产15年。预测15年的产油量、累计产油量、含水率、压力等，对不同井底流压进行优化（见表2，图9～图11）。

图6　X区长21油藏累计产液拟合曲线

图7　X区长21油藏累计产油拟合曲线

图8　X区长21油藏综合含水与实际综合含水曲线

表2　模拟区合理采油井井底流压研究的开发方案技术指标统计表

图9　地层压力变化－时间图

图10　不同采油井井底流压累计产油量－时间图

图11　不同采油井井底流压含水率－时间图

数值模拟结果表明：

（1）随着流压的降低，产量增加，采油指数也随之增大，开采速度增加，但地层压力下降快的同时，含水上升也快；（2）随着流压的降低，考虑到要满足生产压差的要求，实际生产过程中方案J1和方案J2的后期开采地层压力过低，不利于生产；（3）采用方案J3的井底流压（5 MPa左右）较为合适。

3　结论

（1）根据储层三维地质建模，采用容积法储量计算地质可采储量为311×104t，模型计算储量为322.74× 104t，相对误差为3.9%，拟合结果较好。

（2）单井历史拟合误差在10%以内的井占总井数的91.36%，油藏的总体拟合效果较好，能够真正模拟油藏的开发动态过程。

（3）数模结果表明：X区长21油藏井底流压控制在5 MPa左右较为合适。

［1］林博.胜坨油田河流相储层建筑结构分析与剩余油分布研究［D］.北京：中国石油大学，2007：90-96.

［2］林艳波，李坤全，秦智，等.姬塬油田区精细油藏描述研究［J］.石油化工应用，2011，30（2）：23-27.

［3］吴忠宝，康丽侠，王改娥.三维地质建模及油藏数值模拟一体化剩余油分布规律研究［J］.地质与资源，2006，15（4）：315-319.

［4］张岩，郑智君，鲁改欣，等.三维地质建模与数值模拟技术在裂缝型有水气藏开发中的应用［J］.天然气地球科学，2010，21（5）：863-866.

［5］王兆峰，方甲中，唐资昌，等.缝洞型碳酸盐岩油藏地质建模和油藏数值模拟研究［J］.石油天然气学报，2012，34（9）：1-5.

Study on geological modeling and numerical simulation in Jiyuan oilfield X area

WANG Mu，LI Mao，GAO Jie，WANG Lei，DAI Sha
（Oil Production Plant 12 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Heshui Gansu 745400，China）

Firstly，based on deep understanding of reservoir geology，3D geological model is established by using geological，logging data.Secondly，on the basis of the production performanced data，the numerical simulation techniques is used to get the reasonable reservoir mode by means of history matching and parameters adjustment.Finally，the optimization of reasonable producing pressure difference，the most ideal development result can be obtained when the reasonable producing pressure difference remains to be at about 5 MPa.

Jiyuan oilfield；geological modeling；numerical simulation；reasonable producing pressure difference

TE121.34

A

1673-5285（2016）10-0117-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.027

2016-08-16

王牧，男（1987-），2012年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，目前从事油藏开发及工艺管理工作，邮箱：18393690431@163.com。