油藏数值模拟技术在低渗碳酸盐岩稠油油藏中的应用

2017-05-13李春霞中国矿业大学北京地球科学与测绘工程学院北京100083

长江大学学报(自科版) 2017年5期

关键词：井距井网动用

李春霞 (中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院，北京 100083)

高鹏越 (长江大学地球科学学院，湖北武汉 430100；中石油渤海钻探工程公司测井分公司，天津 300280)

油藏数值模拟技术在低渗碳酸盐岩稠油油藏中的应用

李春霞 (中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院，北京 100083)

高鹏越 (长江大学地球科学学院，湖北武汉 430100；中石油渤海钻探工程公司测井分公司，天津 300280)

中东D油田S油藏为典型的低渗碳酸盐岩稠油油藏，因“低渗、油稠”等突出特点，在现行井网和开采方式下油藏开发效果差，油藏储量动用状况分析成为开发决策的关键。为定量分析S油藏储量动用状况，以油藏地质模型为基础，结合油藏开发动态，利用油藏数值模拟技术开展了储量动用状况分析及提高储量动用率对策研究。结果表明，由于油层较厚，井网不完善，油藏层间和平面动用状况差异大，采用“立体井网加密”开发对策可有效提高油藏储量动用程度和采收率。

油藏数值模拟；低渗透率；碳酸盐岩；稠油油藏

低渗碳酸盐岩稠油油藏具有“低渗、油稠”等突出特点，如何经济有效开发属世界级难题[1]。该类油藏开发主要面临储量动用程度低、采收率低等问题，如何提高油藏储量的动用程度直接关系到油田的开发效果和经济效益，而要解决这一难题，分析油藏储量动用状况是关键。储量动用状况分析方法较多，但多属于定性分析，尤其在缺乏压力监测等资料的情况下，油藏工程分析方法也无法进行定量评价。而油藏数值模拟技术不但能很好解决这一问题，而且可以对开发对策可行性进行论证[2～7]。为此，笔者以中东典型的低渗孔隙型碳酸盐岩稠油油藏——D油田S油藏为研究对象，利用油藏数值模拟技术分析了油藏储量动用状况，开展了油藏开发对策研究。

1 油田概况

D油田位于Zagros褶皱带北缘，为受断层控制的断块油藏。晚白垩系S层是主力产层，储层以开阔台地边缘沉积的生物颗粒灰岩为主，平均孔隙度21%，平均渗透率42mD。油层厚度40～120m，埋深1500m左右，原始地层压力14MPa，地层压力系数0.93，油层温度49℃。地面原油密度0.981～1.017g/cm3，地面脱气原油黏度(50℃)800～8000mPa·s。综合分析认为，S油藏属低渗孔隙型灰岩块状稠油油藏。

S油藏经历了30多年的勘探开发历程，2004年以来主要采用天然能量水平井开发，井距200～250m。近年虽然通过热采试验部分井采用蒸汽吞吐开发方式见到了增产效果，但由于油藏水体能量不足，仅靠弹性膨胀开采，地层能量下降较快，导致目前老井产能下降，新投产井初产降低，大多数油井进入低产阶段。总体来看，在现行井网和开采方式下，储量动用程度低、油藏采收率低是油藏开发对策研究亟需解决的关键问题。

2 油藏数值模拟

2.1 油藏数值模型建立

S油藏原油黏度较大，且有部分蒸汽吞吐试验井，因此采用CMG的三维三相热采模型。考虑热采模拟精度，平面上网格划分较细，模型平面网格步长为15m×15m。纵向划分了14个层，模型总网格数为113×163×14=257866个。

油藏物性参数主要包括油藏和流体物性参数、岩石热物理参数、黏温曲线、相渗曲线等。利用实际地面脱气原油(温度范围在10～80℃)的黏温曲线平均值，通过方程回归，得到温度范围在5～400℃的黏温曲线；利用油井实验室相渗资料，计算得到油、气、水三相渗透率曲线。

动态数据主要是从投产到2010年7月生产井资料，包括单井产油量、产水量、产液量、产气量、注气量。针对蒸汽吞吐井，生产井和注入井以月为时间步长，定液量为约束条件。

2.2 生产历史拟合

研究区生产历史拟合步骤首先是定产液量生产，拟合油藏压力，然后进行全区产油量拟合，在拟合单井井底流压的同时拟合单井注汽量，得到平均地层压力及剩余油分布场等一系列指标。历史拟合的主要内容有累积产油量、累积产液量、油藏压力等。由于缺乏实际的井底流压监测资料，历史拟合时用动液面折算的井底流压，调整油井附近的压力，进而控制油藏的压力变化趋势。同时，通过有压力测试井的实际测压数据拟合校正后，拟合油藏及单井压力。通过反复调整孔隙度、渗透率、饱和度、黏温数据、相渗数据等影响参数，使全区产油、产液、压力等得到较好拟合。拟合结果(见图1)表明，累积产油拟合误差2.79%，累积产液拟合误差1.90%，拟合计算压力与油井试井测试压力接近。

图2 研究区含油饱和度变化、压力、温度剖面图

3 储量动用状况分析

储量动用程度研究是评价油田开发效果、分析油田开发潜力、进行油田开发调整和挖潜的基础[8]。储量动用状况分析一般采用油藏工程分析方法和油藏数值模拟研究方法。由于D油田S油藏缺乏静压监测等关键性资料，无法通过常规油藏工程方法定量评价油藏的能量变化及储量动用状况。为此，笔者通过数值模拟研究和动态历史拟合，评价油藏在热采和天然能量开采2种开采方式下的储量动用状况：天然能量开发条件下，采用压力场和含油饱和度场变化进行储量动用状况描述；蒸汽吞吐开发条件下，采用温度场、压力场、含油饱和度场等多参数场变化情况进行综合分析，温度场反映了蒸汽吞吐对油层的有效加热范围，压力场反映了能量的变化范围，含油饱和度场直接反映了储量的变化范围。

3.1 层间动用状况

S油藏油层厚度大(40～120m)，可分为上、中、下3层。该油藏自2004年以来，主要针对上层采用水平井进行开发，既有天然能量开采井，也有热采井，中、下层基本无井控制。含油饱和度变化(图2(a))显示，纵向上仅上层有局部动用，中、下层基本未动用；压力及温度场(图2(b)和(c))显示，纵向上压力波及范围与加热范围较小，仅上层压力变化明显；油井温度变化表明，纵向上水平井的加热半径仅为7m。

3.2 平面动用状况

不仅层间储量动用状况差异大，同一生产层段，储量平面动用状况也存在着较大的差异。平面含油饱和度变化显示，研究区井距大，井网不完善，整体动用程度低。目前在产井压力波及范围小，泄压半径一般为50～70m；含油饱和度平面变化半径为30m左右，最大加热范围30m左右，平面变化半径仅为15m，说明高黏区在蒸汽吞吐开发下，单井周围动用程度相对较低。

整体来看，现井网条件下，单井控制储量过大(114.8×104m3)，导致目前总体采出程度过小，储量动用程度偏低，储量动用率仅为37%。

4 提高储量动用率对策

为了解决层间和平面动用差异大、储量动用程度低的问题，基于目前开发井网和热采开发方式，开展了研究区井组数值模拟研究。利用数值模拟首先预测满足单井累产油界限时的动用范围，采用单井机理模型研究了不同状况下的加热范围、含油饱和度变化规律等。结果表明，采用蒸汽吞吐开发，要求的油层厚度界限为15m，平面最小动用界限40m，最小开发井距为80m。

4.1 平面井网加密可行性论证

在研究区地质模型基础上，设计100、150、200、250m 4种开发井距，进行蒸汽吞吐开发指标预测，优选了油田开发的合理井距。水平井段长度、吞吐注入速度、注汽强度、井底干度、温度、生产井最大排液量、井底流压等参数按现行实际设定。

预测结果表明，100m井距预测指标最好，随着水平井井距的增加，平均日产油和累产油下降(见图3)。对于低渗稠油油藏采用蒸汽吞吐开发，为了提高储量动用程度，开发井距不能太大。目前井网开发井距约250m左右，开发井距大是储量动用程度低的主要原因之一。因此，开发井距可加密至100m，以有效地提高储量动用程度和采收率。

4.2 垂向井网加密可行性论证

数值模拟预测结果表明，低渗中黏油藏在蒸汽吞吐开采条件下，垂向有效加热范围仅15m左右。S油藏上层水平井钻井轨迹多位于油层顶8～15m。因此，在油层厚度大的区域热采时，纵向上可考虑部署多层井网，以提高储量动用程度，合理有效地开发油藏。

按100m井距部署双层井网，品字形错开，进行开发效果预测。蒸汽吞吐开发模拟温度场显示(见图4)，平面上井间加热效果好，部分井可形成热连通，储量有效动用程度高；纵向上也形成一定的热连通，有效动用了厚层油藏储量，提高了储量动用程度。