M油藏剩余油分布数值模拟研究

周 芸,张烈辉，罗建新，许明扬

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500；2.中国石油新疆油田分公司采油一厂，新疆克拉玛依 834000)

M油藏剩余油分布数值模拟研究

周 芸1,张烈辉1，罗建新1，许明扬2

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500；2.中国石油新疆油田分公司采油一厂，新疆克拉玛依 834000)

低渗透油藏；注水开发；数值模拟；历史拟合；剩余油分布

我国广泛发育低渗—特低渗油藏。据前人统计，2000年以来，低渗-特低渗油藏的储量占比迅速上升，已成为储量增长的主体，近5年来其占比已达到67%[1]。低渗—特低渗油藏通常采用注水开发的方式补充地层能量，保持油藏压力，从而进行有效开发。M油藏含油面积为2 km2，石油地质储量为140×104t。该油藏注水开发时间较长，早期水驱开发效果较好；但后期效果不理想，目前平均日产油7 t，综合含水41%，采出程度不到10%。为改善油藏开发状况，有必要进行剩余油分布研究。研究剩余油分布的方法很多，其中油藏数值模拟法能最为形象和直观地再现油水在地下的运动及剩余油在储层空间的分布情况[2-4]。本文结合M油藏的地质背景和动静态资料，建立精细地质模型并进行生产动态拟合，分析剩余油饱和度分布情况，为合理高效开发M油藏提供指导。

1 地质特征

2 油藏数值模拟研究

2.1 模拟软件及模型参数

数值模拟采用ECLIPSE数模软件，选用单孔介质的三维三相黑油模型。该软件具有计算速度快、稳定性好、前后处理功能强的优点[5]，完全能满足本次数值模拟研究的需要。数值模拟所需数据主要包括：

(1)表格数据：油气PVT数据、水及岩石PVT数据、油水相对渗透率曲线、毛管压力曲线。

(2)网格数据：油藏顶面海拔深度、砂层有效厚度及孔、渗、饱参数。

(3)动态数据：完井数据、生产数据、压力数据。

2.2 网格划分

针对研究区油藏的具体情况和研究内容，根据井距大小，M油藏平面上将网格步长设计为50 m左右。为了对该油藏开展精细模拟，搞清纵向上的剩余油分布，根据油藏储层物性、油层分布及生产特征，将每个单层定为1个模拟层。网格系统为：X方向89个节点，Y方向154个节点，Z方向9个模拟层，网格总数为89×154×9=123354个。

2.3 历史拟合

历史拟合是油藏数值模拟的关键，它的符合程度既是验证地质模型的重要指标和依据，又是衡量模拟结果可靠程度的依据[6]。拟合精度愈高，则所模拟的剩余油分布及地层压力就愈符合地下实际，所得到的含油饱和度分布就愈准确。

对M油藏生产数据进行拟合时，以1个月为时间步长，采用生产井定油量、注水井定注入量的生产方式，进行全区和单井的拟合。拟合过程中对储层渗透率、相对渗透率曲线、地层系数KH值及表皮系数等参数在合理范围内进行调整，以达到较好的拟合结果。

储量拟合是历史拟合的首要步骤[7]，本次数值模拟分别进行全区储量拟合和单层的储量拟合。结果显示，模拟地质储量和油藏描述计算的地质储量基本吻合，M油藏模拟地质储量为137.7×104t，相对误差低于2.0%，表明地质模型具有较高的准确性。

生产历史拟合中采取先整体再局部的步骤，其中全区动态指标主要拟合产油量和含水。由于生产井已定产油量，所以全区及单井的产油量自然得到拟合。只要含水拟合得当，产水量及产液量也自然得到拟合。M油藏由于平面和纵向上的非均质性，在含水拟合时选用了多条相渗曲线来表征各小层内流体渗流机理。通过调整相渗曲线端点拟合见水时间，调整相渗曲线形态拟合单井含水。另外，开发过程中的层间干扰、井间干扰等都会影响含水的变化；因此除了相渗曲线，还需要调整渗透率分布及各井的表皮因子，渗透率变化范围可调±50%左右。油藏及单井含水拟合结果如图1、图2所示，含水变化趋势与油田实际情况一致，见水时间拟合较好，单井含水拟合符合率为88%，达到历史拟合精度的基本要求。

3 剩余油分布状况

图1 M油藏含水拟合曲线

图2 W022井含水拟合曲线

图3 M油藏地质储量分布图

图4 M油藏小层含油饱和度分布图

4 剩余油影响因素分析

剩余油分布的影响因素可分为地质因素和开发因素，前者包括储层发育程度、储层非均质性、构造等，后者主要指注采系统、井网完善程度[8]、采出程度等。M油藏剩余油分布的主控因素包括以下几点：

图5 M油藏小层沉积微相图

(3)M油藏北部受近东西走向的X断裂封堵，西部受近南北走向的Y断裂封堵。断层沿线的井距离断层有一定距离，难以有效控制断层附近的储量。

(4)M油藏属于低渗油藏，采用960×480×180矩形井网，经过多年注水开发，目前水驱储量控制程度为42.03%，水驱储量动用程度为30.90%，水驱效果不理想。从B32小层剩余油分布图可见，由于井距偏大，剩余油主要分布在注入水未波及的广大区域。另外，M油藏局部注采井网不完善，从W042井到W2井的区域内井距过大，储量未被有效动用，且W2井处只有油井，没有形成注采井网，仅靠天然能量采出少量原油，造成剩余油富集。

5 结论

(1)利用M油藏地质模型对地质储量、产量及含水进行历史拟合，拟合结果与实际情况基本一致。

(5)注采系统的完善程度是控制剩余油分布的另一个关键因素。M油藏目前注采比为1∶3，井距偏大，水驱控制程度低，剩余油集中在注入水未波及的区域；且局部注采井网不完善，储量动用程度低，剩余油潜力大。

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The Numerical Simulation Study of Remaining Oil Distribution in M Reservoir

Zhou Yun1, Zhang Liehui1, Luo Jianxin1, Xu Mingyang2

(1.StateKeyLaboratoryofOil&GasReservoirGeologyandExploitation,Chengdu,Sichuan610500,China; 2.NO.1OilProductionPlantofXinjiangOilfieldBranchCompany,PetroChina,Karamay,Xinjiang834000,China)

M reservoir is low permeability reservoir, its reservoir physical property is poor, and water flooding effect is not ideal. In order to understand remaining oil distribution and improve development effect, numerical simulation was carried out. Black oil model of ECLIPSE was used in this study, history matching of reserves, moisture content and production has been done. Reserves has an error of 1.6%, which prove the geological model is reliable. Moisture content and production fitting results are good, so that reliable result of remaining oil distribution is obtained. Then effect factors was analyzed, the results show that the remaining oil distribution of M reservoir is mainly effected by reservoir heterogeneity and incomplete well pattern. The remaining oil vertically focus on the B23and B14layers, while horizontally mainly effected by reservoir heterogeneity caused by sedimentary microfacies, so that injection water prefer to flow through the area of high permeability. Affected by large well spacing and incomplete well pattern, the remaining oil by water flooding process is distributed in large area.

low permeability oilfield; water flooding； numerical simulation； history matching； distribution of remaining oil

“三维大变化尺度缝洞型碳酸盐岩油藏流体流动规律及流—固耦合综合模型研究”(51374181)资助。

周芸，女，在读硕士研究生，主要从事油藏工程及数值模拟研究。邮箱：zhouy_swpu@163.com.

TE319

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