基于流线模拟研究高含水期密井网下剩余油分布规律<br/>——以胜利油田孤东七区西Ng52+3层为例

基于流线模拟研究高含水期密井网下剩余油分布规律
——以胜利油田孤东七区西Ng52+3层为例

2016-12-19黄少雄冯佃亮楚志刚

石油地质与工程 2016年6期

关键词：高含水井网流线

黄少雄，傅强，冯佃亮，龚宁，楚志刚

(同济大学海洋与地球科学学院，上海 200092)

基于流线模拟研究高含水期密井网下剩余油分布规律
——以胜利油田孤东七区西Ng52+3层为例

黄少雄，傅强，冯佃亮，龚宁，楚志刚

(同济大学海洋与地球科学学院，上海 200092)

选取孤东七区西油田Ng52+3层高含水开发实验区块，在分析储层岩性、物性、平面及内部非均质性的基础上，建立精细三维地质模型，结合流线模拟方法进行油田30年开发动态模拟。研究表明：在密井网、强注水开发下，高含水开发后期流体运移特征明显受到沉积相、沉积韵律、储层厚度、层内非均质、生产井网等因素的控制；平面上剩余油主要分布在微构造高点、层内低渗透区及注采不完善区，纵向上剩余油主要分布在主力厚油层的顶部。长期强注水开发导致地下储层形成大孔道高渗带，流体基本沿高渗带运移，驱油效率明显降低。

孤东油田；馆陶组；高含水；流线数值模拟；剩余油分布

剩余油研究一直是油田开发后期的重点与难点问题，尤其是国内许多油田已进入开发后期，对剩余油的研究已成为稳产、增产的关键。

目前国内外确定剩余油分布的方法主要有开发地质方法、测井方法、地震方法、油藏工程方法[1]，但都不能直观反应地下流体的运移规律及剩余油分布特征。随着计算机技术的发展，储层地质建模与流线数值模拟日趋成熟，两种方法结合不但能够清楚地表示地下流体流动的路线及属性参数的强度，还能对地下剩余油分布特征进行直观的分析，但由于油藏数值模型建立的随机性与不确定性，模拟精度受到一定的影响[3]。近年来储层表征新技术——储层三维精细建模技术，实现了对油气储层构成单元的形态、规模、方向、叠置关系及其储层结构和岩石物理特征等定量表征，刻画各种尺度的非均质性，极大地提高模拟的精度，可以为油田中后期的开发分析及剩余油分布预测提供可靠依据。

1 试验区地质模型建立

孤东油田是一个在中生界潜山背景上发育起来的以上第三系馆陶组疏松砂岩为主要储集层的大型披覆背斜构造整装油藏，划分为八个开发区，其中七区西为孤东油田第一大区块(图1)。馆上段Ng52+3曲流河相沉积砂层组是孤东七区西的主力油层之一，埋深1 280 m，含油面积9.58 km2，厚8 m，构造背景为略向北东方向倾斜的单斜，倾角1～2°。砂层组以细、粉细砂岩为主，具有垂向正韵律，胶结程度较疏松，粒度中值平均0.14 μm，分选系数平均为1.76。孔隙度平均33.7%，渗透率平均1 767.5×10-3μm，孔喉半径平均值8.9～12.1 μm,均质系数0.35～0.43。具有高孔、高渗、强非均质性、储层结构疏松、易出砂的特征。地温梯度为3.4 ℃/100 m，压力系数为1.05，为正常的温压系统。1985年投入生产，历经30年开发，目前已完成各类钻井1 200余口。该区多油层叠合生产、注采井网多次调整、注水关系复杂，馆陶组整体已进入特高含水期，油水运动规律复杂，是典型的高含水期密井网、强注水开发油田。

为了精确刻画储层，提高数模的精确度，研究密井网开发后的剩余油分布特征，本文选取了孤东七区西Ng52+3层中井距较小、井网较完善、井网面积2 km2的试验区块进行研究，将目的层Ng52+3划分为4个韵律小层(即Ng521、Ng522、Ng531、Ng532)，建立模型的网格步长设定为20 m×20 m×0.5 m，网格规模为84×68×26，总网格约15×104个。

孤东七区西试验区内无大的断层构造，仅有小型的正向、负向微构造，且Ng52+3目的砂层组以辫状河沉积为主，层内非均质性较差，因此，在构造、岩相模型的基础上，分析各沉积相的储层属性参数分布特征，运用基于象元的序贯高斯模拟随机建模方法和协同克里金方法，在相分布模型的约束下建立孔隙度分布模型、渗透率分布模型和流体饱和度分布模型[6]。在精细三维地质模型的基础上，结合流线数值模拟法对研究区30年的生产状况进行模拟，研究Ng52+3层地下流体运移特征及剩余油度分布规律。

图1 研究区位置

2 试验区流线数值模拟

2.1 生产历史拟合

数值模拟研究可通过历史拟合等手段来验证储层地质模型的可靠性。通过多项开采指标的历史拟合，使模型更接近油藏实际地质情况，更准确地反映地下油、气、水的分布规律[7]。拟合主要包括区块含水(图2)、压力拟合(图3)、单井产量和单井含水拟合。全区压力、含水的拟合通过调整渗透率、岩石压缩系数、地层水及原油体积系数来实现；从拟合效果来看，模型压力、含水率等参数与油田实际情况基本一致，55口井中80%达到拟合要求，表明模拟研究基本能模拟油田30年实际生产状况，结果能反应目前地下流体的分布规律。

图2 试验区含水率拟合曲线

图3 试验区压力拟合曲线

2.2 流线模型模拟结果分析

流线模拟结果可对油田开发过程中的流体运移情况有个清晰明确的认识，对于剩余油的挖潜措施的制定与开发方案的调整具有重要的指导意义。研究区经历了30多年的开发，经过了三次大的井网调整，流线模型很好地反应了井网调整各个阶段的地下流体运移规律[8]。

第一阶段：1986年至1987年，研究区开发初期，生产井较少、井网不完善，地下流体运移距离较长，优先沿渗透率高的地方移动，流线模型显示在高渗区流线较密，低渗透地区流线较稀疏，各流线上含油饱和度均较高(图4a)。

第二阶段：1987年至1990年，研究区采用300 m×300 m反九点面积注水开发，流线结果表明由于注入水的驱替作用，水沿着注水井呈同心圆向外扩散，以注水井为中心流线含油饱和度明显下降(图4b)。

第三阶段：1990年至目前，该时期井网加密调整为300 m×150 m正对行列井网注水开发。研究结果显示流线主要以垂直井排的方向平行地沿注水井向油井推进，表明注水驱取得了很好的效果(图4c)。

目前井网经过调整，大部分井已关停，使得注采井距加大，流体以长距离运移为主，可以看出，该时期注入水在地层经过长距离的运移，但是含油饱和度没有上升，表明流体以固定通道运移为主，驱油效率明显降低。分析认为储层长期注水生产，地下岩石孔隙被水驱替，以及受强注水对地层的冲刷作用，地层形成高渗大孔道，使注入水沿高渗透大孔道带窜流，造成油井含水上升，驱油效率下降、产油量降低(图4d)。

图4 试验区各个阶段流线分布

2.3 剩余油分布规律分析

研究区在30年的开采中经多次的井网、生产措施调整，剩余油分布呈现出比较复杂的特征。模型模拟结果分析认为，目前剩余油分布总体表现出以下规律：

(1)孤东七区西试验区各韵律层垂向上具有渗透率逐渐变大的趋势[12]，所以注入水的水平驱动力减弱，在重力的作用下会逐渐运移到油层底部，而油层顶部水驱波及程度低，导致各个油层整体表现出层位顶部剩余油含油饱和度大于下部(图5、图6)。

(2)平面上剩余油的分布主要受到沉积相的控制，砂体物性好的区域剩余油饱和度明显降低，砂体边部厚度较小，渗透率低的区域剩余油饱和度较高(图7、图8)。

3 理论模型的矿场验证

理论上，处在井网相同位置的井剩余油饱和度应该相同，但在实际生产过程中，井网相同位置新打生产井往往会出现剩余油饱和度差异较大、与理论不符的现象。本次研究从模型运算结果来看，该方法能很好地解释这一矛盾，说明该方法对高含水后期密井网期剩余油研究是有效的。

图5 试验区521小层顶部剩余油含油饱和度分布

研究区内29J254井和29X2254井两口开发井离注水井距大致相等，处在井网相同位置，但剩余油饱和度差异明显。选取了井网调整前后的两个时间点的流线模型进行分析。1995年，生产井较多且井网规则，29J254井处流线较密集，而29X2254井处流线稀疏，说明29J254井处受效好于29X2254井处(图9)。2012年，井网调整之后，大部分井已经关井，此时流线显示29-2266井注入液体主要沿29J254井位置向31-254井推进，而流线模型显示29-2266井注入液体主要沿29J254向31-254推进，导致驱替效果较好；而29-2246注入液体主要沿底部向31-254井推进，导致29X2254井处受效较差(图10)。对地质模型及注液时间、注液量，尤其是注入液体流动方向进行定量分析，能够很好地解释这一矛盾，表明本次研究模型与实际生产状况相符，应用精细建模技术结合流线分析技术方法研究高含水后期剩余油分布规律是可行的。