定边油田张崾岘油区延数值模拟及剩余油分布规律研究

2017-06-27时丕同

非常规油气 2017年3期

关键词：直井底水产油量

田丰，时丕同，白远.

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

田丰，时丕同，白远.

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

特低渗油藏；数值模拟；历史拟合

1 油藏数值模型的建立

1.1 数据模拟器的选择和数据准备

依据油藏类型和渗流机理选择油藏模拟器[2]。张崾岘油藏是受边底水影响的构造油藏，因此选用单孔介质的三维三相黑油模型，使用的模拟器是Schlumberger公司ECLIPSE软件的BlackOil 模型。该软件具有计算速度快、稳定性好、前后处理功能强的优点，完全能满足本次数值模拟研究的需要[3]。模拟所需的数据主要有以下几点。

1.1.1 油藏基本参数

油藏基本参数主要有储层原始状态下的地层压力，油、气、水的性质等参数(表1)，这些数据可从油田的实验室获取。

表1 延油藏基本参数表Table 1 The basic reservoir parameters table of Yan

1.1.2 油藏地质参数

油藏地质参数包括各个模拟层的角点网格坐标、净毛比、三轴渗透率、孔隙度、初始含水饱和度等参数，描述了油藏的模拟空间几何形态及影响渗流特性的基本储层参数。这些参数通过导入地质模型建立。

1.1.3 相对渗透率曲线(相渗曲线)

在建立油藏数值模型中，相渗曲线对开采特征的影响具有关键作用。通过对周边相邻油藏地质特征及相渗曲线的分析对比，最终确定数值模拟相渗资料借用邻区定4010井取芯的相渗资料，并进行数字化修正处理后，输入模型。

1.2 网格定义

通过对张崾岘油区储层展布特征、河道砂体方向的研究发现，该区域砂体主要是在中西部发育的砂体，砂体厚度在7～20 m之间，大致呈NE-SW方向沿河道展布。砂体发育面积较广，厚度较稳定，具有大面积连片发布的特点；西部及中部砂体厚度较大，砂体厚度一般大于15 m；而南部及东北部砂体厚度相对较小，普遍在10 m以下。因此选择延912数值模拟模型网格的x方向为正东。模型总网格数为74×60×10=44400个网格(图1)，保证注采井之间至少有10个网格，尽可能表现注采井间的储层非均质性。[4]

图1 孔渗饱数值粗化模型Fig.1 Yan 912 permeability, porosity, initial oil saturation numerical coarsening models

1.3 历史拟合

1.3.1 地质储量拟合

利用容积法计算延912层的地质储量为105.24×104，本次数值模拟储量为101.5×104t，与容积法的地质储量相比绝对误差为-3.74×104t，相对误差为-3.55%，可见本次储量拟合精度较高(表2)，满足剩余油研究要求[5-6]。

表2 延912数值模拟储量拟合
Table 2 Numerical simulation of reserves fit of Yan 912

层号容积法计算储量/(104t)数模拟合储量/(104t)与容积法储量相比绝对误差/(104t)相对误差/%延912105.24101.5-3.74-3.55

1.3.2 单元产液量、产油量、综合含水的拟合

截至2015年10月，数值模拟输入的单元累积产油量为8.02×104t，累积产水量为4.71×104m3，累积注水量为4.69×104m3。模拟采用定液生产，累积产油拟合较好(图2)，到2015年10月，拟合计算出累积产油量为8.12×104t，绝对误差为0.1×104t，相对误差为1.23%[7]。

从整体的拟合结果看，产液、产油、产水量相差不大，趋势基本一致。

图2 定4848井区延912层产液、产油、含水率拟合曲线Fig.2 Calculation curves of liquid production, oil production and water cut in Yan 912 zone of Ding 4848 well area

2 剩余油分布规律

2.1 剩余油分布

2.1.1 剩余油饱和度分布特点

延912层经历了依靠天然能量边底水开发、注水开发及水平井强化开采阶段[8]，至2015年10月综合含水率达40.5%。从图3a初始含油饱和度和图3b剩余油饱和度对比来看，水驱后剩余油饱和度与地层原始含油饱和度相比有所降低，但是下降幅度不大，主要是靠近边水区域和构造低部位的剩余油饱和度相对较低[9]。总的来说，延912层物性较差，局部井网不完善，开发初期阶段一直靠直井开采，产能低，产量递减快；2012年7月水平井投产后开发状况有所改善，但水平井数少，开采年限短，所以延912层目前采出程度较低，剩余油饱和度富集，挖潜潜力大。

2.1.2 剩余地质储量丰度分布规律

延912层剩余地质储量丰度图显示，延912层平均剩余地质储量丰度为39.2×104t/km2，与原始地质储量丰度48.6×104t/km2相比有所降低，但下降幅度不大。

通过上述剩余油分布特征研究发现，该区块剩余油相对富集，呈连片分布，剩余地质储量丰度下降幅度不大，提高采收率的空间很大，挖潜时要充分考虑剩余油的特征，加大井网调整力度。

图3 延912层初始含油和剩余油饱和度分布图Fig.3 The initial oil and residual oil saturation distribution of Yan 912

2.2 层内平面及纵向剩余油分布

2.2.1 剩余油饱和度平面分布特征

将延912层平均分为10个单层。从分层剩余油分布平面图上看，油区内部构造高的区域剩余油饱和度高，这是因为构造幅度高的部位底水突破幅度变缓。从不同层的剩余油饱和度图看，由于边底水的影响，延912层下部剩余油明显低于上部，越往底部水淹状况越严重[10]。

对比水平井和直井近井地带的剩余油分布，水平井轨迹周围的含油饱和度有明显降低，下降幅度远大于直井，如ZP2井与D4814井均对应注水井D4850-2，由于ZP2井在构造低部位，D4814在构造高部位，加上水平井泄油面积大，D4850-2注水井往ZP2方向的推进速率明显加快。

2.2.2 剩余油分布特征

为了更加精细地描述延912层的层内储量动用差异，分别过水平井和直井作任意两条剩余油含油饱和度剖面图来进一步分析直井与水平井近井地带剩余油分布特征及规律。图4二条剖面分别为南北方向(D4850-4～ZP4～D4850-2)和东西方向(ZP6～D4848-3)。

由于水平井初期产能高，是直井的2～4倍，且稳产期较长，故其开发效果明显优于直井。从剖面图4可以看出，直井开发至今，含油饱和度仅在井筒周围降低较明显，说明直井开发低渗透油藏泄油半径小，且随着能量的递减，底水锥进速率加快，剩余油动用难度也越来越大。而水平井开发则大大提高了储量动用程度[11]，但受储层物性变化、边底水和注采井网的影响，各水平井在水平段周围含油饱和度变化范围和特征不同[12]。如图4a所示，ZP4井在边底水补充能量开发的同时，水平段A端对应注水井D4852-2，且其剩余油饱和度低，动用程度明显高于水平段尾部；而ZP6井的水平段A端和中部分别对应两口注水井(D4848、D4848-2)，图4b剩余油饱和度剖面显示，ZP6井水平段中部动用程度高，底水和注水推进也表现出较大半径的锥进特征。

2.2.3 开发现状

研究工区井数共51口，其中采油井40口，注水井11口。截至2015年10月，油井开井21口，注水井开井11口，区块日产液95.42 m3，日产油量56.78 t；平均单井日产液4.55 m3，平均单井日产油2.78 t；区块日注水72 m3，平均单井日注水6.5 m3；注采比为0.75，综合含水率为40.5%，采出程度为7.73%；目前地层压力为9.9 MPa，压力保持水平为64.7%。研究区开采曲线的动态反映出，油井投产初期区块产量较稳定，平均日产液量10 m3，平均日产油量7.81 t，含水率为20%左右；随着油井的陆续投产开发，产油量上升很明显，特别是2012年7月水平井陆续投入开发后，产油量大幅上升，日产油量达到81 t，说明水平井能大幅度改善开发效果。为了更好地开发该区域，我们将在后期对该区域进行水平井整体开发。