基于流线数值模拟研究高含水后期油田的剩余油分布

谭河清, 傅 强, 李林祥, 崔文福, 黄少雄, 官敬涛, 李祥同, 成士兴

(1.中国石化 胜利油田分公司 孤东采油厂，山东 东营 257001；2.同济大学 海洋与地球科学学院，上海 200092；3.中国石化 胜利油田分公司 东胜公司，山东 东营 257001)

基于流线数值模拟研究高含水后期油田的剩余油分布

谭河清1, 傅 强2, 李林祥1, 崔文福1, 黄少雄2, 官敬涛1, 李祥同3, 成士兴3

(1.中国石化 胜利油田分公司 孤东采油厂，山东 东营 257001；2.同济大学 海洋与地球科学学院，上海 200092；3.中国石化 胜利油田分公司 东胜公司，山东 东营 257001)

剩余油分布研究是高含水期油田的难点问题。以济阳拗陷孤东七区西馆陶组Ng63+4层高含水开发实验区块为例，在地质分析的基础上，建立起小网格精细三维地质模型及参数模型；通过试验区储量、压力、含水率和单井含水拟合，85%的单井历史拟合误差<5%。采用流线数值模拟技术显示出高含水后期密井网条件下流体推进特征及剩余油分布模式， 得出：①流线显示目前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。②目标油层组剩余油分布明显受到沉积相、沉积韵律、层内非均质、生产井网等因素的控制；剩余油平面上主要分布在微构造高点、层内低渗透区及注采不完善区，纵向上主要集中分布在主力厚油层的顶部。

孤东油田；馆陶组；流线数值模拟；剩余油分布

图1 孤东油田地理位置图Fig.1 Geographical position of the Gudong oilfield

孤东油田位于济阳拗陷沾化凹陷东北部的南端，东南靠垦东—青坨子凸起，西南为孤南洼陷，西北为桩西洼陷，东北与桩东洼陷相邻，是一个以新近系馆陶组(Ng)疏松砂岩为主要储集层的大型披覆背斜构造整装油藏(图1)。馆上段(Ng63+4)砂层组为孤东七区西的主力油层之一，属于曲流河沉积。地层埋深约1.35 km，含油面积9.58 km2，储层累计厚度约1 m，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，粒度中值平均为0.14 μm，分选系数平均为1.76。孔隙度(q)平均为31.7%，渗透率(K)平均为2 323.5×10-3μm2，孔喉半径平均为8.81～11.12 μm,均质系数为0.38～0.44。具有高孔、高渗、强非均质性、储层结构疏松、易出砂的特征[1]。自1985年投入生产，历经30年开发，已完成各类钻井1 100余口。由于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，剩余油分布状况复杂，亟待进一步详细研究。

目前国内外研究高含水期剩余油分布的方法主要有开发地质法、测井法、地震法、油藏工程法[2]。其中流线数值模拟作为一种比较成熟的技术，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研究[3]。但由于建立油藏数值模型的随机不确定性，造成模拟精度不高[4]。随着储层表征新技术——储层三维精细建模的发展，实现了对油气储层的构成单元的形态、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和刻画各种尺度的非均质性，在此基础上进行流线数值模拟，将极大地提高模拟的精度，为油田开发中后期进行开发分析及剩余油分布预测提供可靠的地质依据[5-6]。

为了精确地刻画储层，提高数模的精确度、突出目的层密井网区的剩余油分布特征，本文选取了Ng63+4层中井距较小、井网最完善的区块进行实验研究。孤东七区西实验区面积1.6 km2，将目的层Ng63+4划分为4个韵律小层(即Ng63-1、Ng63-2、Ng64-1、Ng64-2)，分析模型的网格步长设定为20 m×20 m×0.5 m，网格总数27万个。

由于孤东七区西实验区地层内无大的断层构造，仅有小型的正向、负向微构造；且Ng63+4目的砂层组以辫状河沉积为主，层内非均质性较强。因此，在确立构造、岩相模型的基础上，分析储层属性参数的分布特征，运用基于象元的序贯高斯模拟随机建模法和协同克里金法，在相模型的约束下建立孔隙度、渗透率和流体饱和度分布模型等精细三维地质模型[7-8]；在精细三维地质模型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，从而达到对Ng63+4层地下流体运移特征及剩余油饱和度分布规律研究的目的。

1 试验区流线数值模拟

1.1 生产历史拟合

储层数值模拟研究通过多项油田开采指标的历史拟合，使得地质模型更接近油藏实际，能更精确地反映地下油、气、水的流动与分布规律[9-10]。

生产历史拟合通过重现油藏的生产过程，展示储层中油气水流体的分布，拟合精度的高低直接决定地下储层剩余油计算的精度和分布的状况[11-12]。拟合主要包括含水拟合(图2)、区块压力拟合(图3)。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；单井产量拟合主要依据给定的石油产量，先拟合研究区和单井的产油量，再调整转注井注水量。从拟合的效果分析，模型压力、含水率与油田实际生产情况基本一致，88口生产井的实际产液量有85%达到拟合要求；因此，拟合结果能反映油田目前实际情况，达到运用流线模型模拟建模的要求。

图2 孤东七区西含水率拟合曲线Fig.2 The matching curves of water content from the western No.7 district of Gudong

1.2 流线模型模拟结果分析

流线能够表征储层流体流动的方向，能够清楚地表示地下流体在储层中流动的路线及属性参数的大小。流线模拟结果为油田开发过程中的储层流体运移情况给出清晰的认识，对于高含水油田，储层中剩余油的挖潜措施的制定与开发方案的调整具有重要的意义[13-14]。

孤东七区西开发实验区经历了30多年的开发，3次大的井网调整，流线模型能很好地反映井网调整各个阶段的储层含油饱和度分布特征及水驱效率[15]。

第一阶段：1986-1987年初油田开发初期，采用212 m×212 m正方形井网弹性开采，没有注水井。此时由于井距较小、开井数多，形成完善规则井网，流线显示流体以邻井短距离运移为主，流线分布较为规律，同时显示该阶段储层中含油饱和度较高(图4-A)。

第二阶段：1987-1990年，采用212 m×212 m九点井网进行注水开发。从流线可以明显看出井网中由于注入水的驱替作用，水沿着注水井呈同心圆向外扩散，以注水井为中心的流线显示油层含油饱和度明显下降(图4-B)。

第三阶段：1990-2000年，在现油井排方向九点井网角井和边井之间新钻一口生产井，现水井排方向九点井网边井全部转注，形成212 m×212 m交错排状井网进行注水开发。由于井网的变化导致流线呈现出沿注水井排向油井排平行运移的特征。油层含油饱和度较第二阶段已明显下降，显示开发效果显著(图4-C)。

图3 孤东七区西压力拟合曲线Fig.3 The pressure-history matching curve of the western No.7 district

图4 孤东七区西实验区Ng63+4层每阶段流线特征Fig.4 The characteristics of streamline of each phase in the experimental area of western No.7 district

2015年：由流线图可以看出，由于长期注水生产，地下储层岩石孔隙被水驱以及强注水对地层的冲刷作用，已导致注入水沿高渗透带窜流，采油井含水率快速上升，产油量下降。图中流线可以明显看出该时期流线较长，同时流线沿着相同方向平行排列，说明流体以固定通道长距离运移为主。分析流线可以得出：该时期注入水在地层中经过长距离的运移，但是含油饱和度却没有上升，这表明流体在地层中沿固定的高渗通道流动，导致驱油效率降低(图4-D)。

2 剩余油分布规律

截至2015年底，孤东七区西在30年的开采中经过历次的井网以及生产措施调整，注采系统变换较大，孤东七区西实验区Ng63+4层各个小韵律层含油饱和度以及采出程度需要重新计算，并确定剩余油分布特征，以便进一步调整开发生产措施。因此，通过流线模拟，得出孤东七区西实验区Ng63+4各层位模拟计算结果(表1)。可以看出，作为孤东七区西的主力产层之一的Ng63层，Ng63-1小层采出程度达到了19%；其下部的Ng63-2小层原油采出程度比上部要高，达到25.3%以上；同样，Ng64层也具有底部Ng64-2小层采出程度高于上部Ng64-1小层的特点。

由表1可以得出，目前实验区Ng63+4各个韵律层内储量都有不同程度的动用。通过各项参数控制下的流线模拟研究分析，以孤东七区西试验区Ng63-1韵律层顶底剩余油分布为例(图5)，具有如下规律。

a.纵向上由于孤东七区西试验区Ng63-1、Ng63-2、Ng64-1、Ng64-2各韵律层属于垂向上粒度变细的曲流河点砂坝，具有渗透率逐渐变小的趋势，注入水的水平驱动力向上减弱，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底部的分布特征。

表1 孤东七区西实验区各韵律层参数统计Table 1 Statistics of parameters of every rhythmic layer in the experimental area of western No.7 district

图5 孤东七区西实验区 Ng63-1韵律层顶底剩余油分布Fig.5 Remaining oil distribution for the top and bottom layers in Ng63-1 of experimental area in the western No.7 district

b.平面上剩余油的分布主要受控于曲流河储层砂体沉积微相展布，流线模拟分布图上显示红色区域剩余油饱和度高，由绿到蓝色显示剩余油饱和度明显降低；并且剩余油分布呈条带状，显示河道边部砂体厚度较小、渗透率低的区域剩余油饱和度较高。

3 结论

剩余油分布的主控因素为：地质因素和开发因素。综合孤东七区西馆陶组储层物性、断层和砂体分布等地质静态因素，建立数值模拟控制注采井网、注采强度等动态开发因素，结合流线模拟技术可以直观地再现地下油水的运移路径以及剩余油的空间展布。

流线不仅能表征地下流体的流动路线与属性，同时能反映出各个井网变迁时期流体的运移特征。流线结果显示目前孤东七区西实验区井距大，流体以长距离运移为主且流动流体含油饱和度低，表明长期的注水生产使得地下岩石孔隙中原油被水驱以及强注水对地层的冲刷作用，已导致注入水沿高孔渗透带窜流，造成采油井产水量上升，产油量下降，亟需进一步调整开采措施才能提高原油产量。

对于纵向上Ng63-1、Ng63-2、Ng64-1、Ng64-2各韵律层注入水会优先沿韵律高渗透底层流动，导致各层底部油层受到很好的水驱、水洗作用，而在各韵律层顶部剩余油饱和度明显升高。

平面上孤东七区西馆陶组Ng6剩余油分布受曲流河沉积微相的控制，多呈孤立状分布在井网间注入水未波及的流线间、河道边缘砂体以及局部的微构造高点；在局部井网不完善区、注入水较难波及的物性较差的区域连片分布。

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Application of streamline numerical simulation method to study of remaining oil distribution in high water-cut stage oilfield

TAN Heqing1, FU Qiang2, LI Linxiang1, CUI Wenfu1, HUANG Shaoxiong2,GUAN Jingtao1, LI Xiangtong3, CHENG Shixing3

1.GudongOilProductionPlant,ShengliOilfieldCompanyofSINOPEC,Dongying257001,China;2.SchoolofOceanandEarthScience,TongjiUniversity,Shanghai200092,China;3.DongshengCompany,ShengliOilfieldofSINOPEC,Dongying257001,China

According to the geologic and developmental features of the Ng63+4of Neogene Guantao Formation in western No.7 district in Gudong Oilfield, one experimental zone in Ng63+4unit is used to study the distribution of remaining oil in high water cut stage oilfield. The history matching of the reserves, pressure, moisture content and single drilling well water cut in the experimental zone produces a fine 3D geological model and parameters mode of less than 5% errors for 85% single-drilling wells. With the help of streamline numerical simulation technique, it obtains the characteristics of fluid migration under the condition of dense well pattern in high water-cut stage and divides remaining oil distribution patterns. It shows that large channel and high permeability zone are formed in the underground reservoir and the fluid migrates mostly along the high permeability zone. At the same time, oil displacement efficiency decreases obviously. The remaining oil distribution is controlled by sedimentary facies, sedimentary rhythm intraformational heterogeneity and drilling well network, the remaining oil occurs in the top of micro-structures, low permeable section in the plane and mainly concentrates on the top of the positive rhythm in the thick oil layer.

Gudong oilfield; Guantao Formation; streamline numerical simulation; remaining oil distribution

10.3969/j.issn.1671-9727.2017.01.04

1671-9727(2017)01-0030-06

2016-02-26。

国家科技重大专项(2011ZX05011-002)。

谭河清(1963-),男,教授级高工,研究方向:油藏开发工程, E-mail:tanheqing.slyt@sinopec.com。

TE319.1:TE327

A