小尺度等效表征技术在油藏数值模拟研究中的应用——以渤海C油田馆陶组辫状河储层为例

权勃，侯亚伟，张东，彭琴，孙恩慧

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300450)

谢鹏程，吴波

(武汉时代地智科技股份有限公司，湖北 武汉 430040)

为了精细表征小尺度地质界面(如点坝侧积层、心滩落淤层等构型界面)对油藏内部流体渗流的影响，传统方法一般采用纵向加密网格的方法，该种方法往往由于模型网格规模庞大且存在网格尺寸差异容易导致数据不收敛，不能直接用于油藏数值模拟研究。因此首先需进行网格粗化，然而在纵向网格粗化过程中一些较薄的夹层容易被粗化掉，导致小尺度地质界面信息丢失，影响油藏数值模拟的拟合精度和剩余油预测。因此，亟需寻求一种储层内部小尺度等效表征方法来精细表征不同级次构型界面对剩余油分布的影响。笔者以渤海C油田馆陶组辫状河储层为例，着重开展基于小尺度地质体等效表征方法在油藏数值模拟中的应用研究，准确表征馆陶组N1gⅢ油组辫状河储层内部不同构型级次、不同规模夹层对开发效果的影响，揭示油水运动及剩余油富集规律，完成了对剩余油的综合评价，对指导油田下步剩余油挖潜与高效开发具有重要意义。

1 小尺度等效表征方法

图1 储层内部小尺度地质界面等效表征技术思路

小尺度等效表征技术的核心思想是通过网格界面传导率将小尺度地质界面对流体渗流的影响表征到油藏数值模拟模型中去，而不是将其几何参数反映到油藏数值模拟模型中。通过调整不同构型单元界面间网格纵向或侧向传导率、网格间传导率的相对大小就实现了等效表征非渗透层或低渗透层对渗流效果的影响，以达到在油藏数值模拟中设置渗流屏障的目的[1]，从而避免了因网格加密导致的不收敛和因网格粗化导致的小尺度地质信息丢失等问题。具体技术思路如图1所示，首先通过识别与追踪岩相模型界面，将岩相界面追踪数据进行平滑处理，然后与粗化的地质模型进行求交计算，得到锯齿化包络面，最后将数据输出到数值模拟模型中，通过生产动态历史拟合及油藏数值模拟，分析不同级次构型界面对流体渗流的影响，并且基于储层地质知识库与沉积模式指导下不断调整优化网格传导率参数，如此循环直到模拟结果与油藏实际开发特征相符，并将油藏模拟中得到的新认识迭代到精细地质模型中，逐步实现双模耦合，从而提高剩余油预测的精度。

2 小尺度等效表征技术的应用

2.1 油藏地质概况

C油田位于渤海西部海域，构造上位于渤海湾盆地埕宁隆起区沙垒田凸起东块东部，是渤海海域首次全部采用大规模水平井开发且以单个油藏作为开发层系的油田。油田主力含油层段为明化镇组上段、下段和馆陶组，主要为曲流河和辫状河沉积，油气藏埋深-640～-1380m。其中馆陶组N1gⅢ油组砂体属于典型远源砂质辫状河沉积，为大套厚层底水油藏，储层内部发育多期因河道冲刷充填形成的滞留泥砾夹层，厚度分布范围为0.3～2.2m。此外由于河道的频繁迁移、叠置导致洪泛沉积形成的泥质夹层遭受不同程度的冲刷侵蚀，泛滥平原泥质夹层或废弃河道(沟道)夹层横向分布不稳定，且厚度不均一，厚度分布范围为0.5～2.0m。目前N1gⅢ油组砂体已进入高含水开发期，储层内部结构影响下的剩余油逐渐成为油田开发的主要挖潜目标。通过多年的开发实践表明储层内部发育的泥砾夹层是重要的渗流屏障，对含水上升、供液能力及地层压力均具有重要的影响[2～5]。为了明确厚层辫状河储层内部夹层对剩余油分布特征的影响，亟需对N1gⅢ油组隔夹层进行精细表征，并将其地质信息准确地反映到油藏模型中，定量化辫状河储层中隔夹层厚度、延伸范围、渗透性等因素对开发效果的影响，提高剩余油预测的精度，为下步油田挖潜提供可靠依据。

2.2 精细储层表征

为了更有效地弄清储层内部夹层的分布特征，首先采用高分辨率三维地震开展地质统计学反演，特别是对砂体内部相对稳定泥砾夹层进行精细雕刻，且通过盲井检验符合率较高，结果表明反演成果可靠程度较高，可以用来约束岩相建模及属性建模[6]。通过基于地震反演约束及序贯指示随机模拟方法建立岩相模型，属性模型采用相控属性约束及序贯高斯随机模拟方法[7]，从而得到一个精细、可靠的地质模型。该次精细三维地质建模将N1gⅢ油组辫状河厚层砂体分为砾岩层上、砾岩层及砾岩层下3个小层，平面网格步长设置为25m×25m，砾岩层上、下垂向网格厚度控制1.0m左右，砾岩层控制在0.2m左右，确保能将较薄的砾岩层精确表征[8]，如图2所示。

2.3 小尺度地质界面等效表征

为了解决模型粗化小尺度地质信息丢失的问题，笔者采用小尺度等效表征方法对N1gⅢ油组层内相对稳定泥砾夹层进行精细表征，具体工作流程如下：

1)对建立的精细地质模型进行岩相模型追踪，得到储层内部砾岩相包络面，包络面中包含的垂向网格数是大于或等于1(图3(a))。

2)将追踪得到的砾岩相包络面进行平滑处理，得到平滑包络面(图3(b))。

3)平滑包络面与粗化模型求交计算(图3(c))，按照设定规则计算得到锯齿化包络面(图3(d))。

4)输出锯齿化包络面结果(图4)。

2.4 油藏数值模拟研究

为了明确N1gⅢ油组砂体砾岩夹层影响下的剩余油分布特征，需在精细储层表征的基础上对N1gⅢ油组砂体开展油藏数值模拟研究，同时为了对比分析小尺度构型界面对开发效果及剩余油分布的影响，该次研究建立2套油藏模型进行对比分析。

图2 N1gⅢ油组砂体精细地质模型

图3 砾岩夹层模型等效表征剖面示意图

图4 锯齿化包络面输出结果图

2.4.1油藏模型的建立

油藏模型Ⅰ：首先对精细地质模型进行粗化，将砾岩层上、下垂向网格厚度粗化成2.0m左右、砾岩层垂向网格厚度粗化成1.0m左右，即平面网格不变，垂向网格减少55%。粗化后对比精细模型和粗化模型，发现部分较薄的夹层在粗化后无法保留原地质信息，经过模型粗化，A43H井底部的砾岩夹层信息缺失，如图5。然后在ECLIPSE软件中导入粗化模型数据、高压物性PVT数据、岩石物理数据、分区数据及动态数据等建立油藏数值模拟模型。

油藏模型Ⅱ：在油藏数值模拟模型Ⅰ中导入泥砾夹层等效表征数据，建立油藏数值模拟模型Ⅱ。

图5 精细模型与粗化模型剖面图

2.4.2生产动态历史拟合分析

在生产动态历史拟合过程中，结合地质油藏特征不断优化静态参数场，在静态参数优化过程中2套油藏模型的参数调整保持一致，最后得到2套模型的生产历史拟合结果，模型拟合生产井共33口，其中模型Ⅰ拟合较好的井有25口，占总井数的75.8%；模型Ⅱ拟合较好的井有31口，占总井数的93.9%,模型Ⅱ的生产井历史拟合符合率相对较高。

2.5 应用效果分析

通过对比分析2套油藏模型的生产历史拟合情况，发现模型Ⅰ拟合效果较差，由于砾岩夹层较薄，模型粗化后砾岩夹层信息丢失，渗流屏障缺失后直接导致底水锥进速度加快，逐渐水淹，与实际生产特征(含水上升规律比较缓慢)不符(图6、图7)。

由于油藏模型Ⅱ输入了砾岩夹层等效表征数据，粗化丢失的砾岩夹层信息重新被表征到油藏模型中，渗流屏障的补充使得底水上升速度变缓，因此部分井的含水上升较缓慢，与实际生产规律相符(图8、图9)。

通过应用效果可以看出，基于该技术建立的油藏模型开展油藏数值模拟研究，在一定程度上提高了历史拟合符合率及剩余油预测精度，有效地解决了N1gⅢ油组砂体精细储层表征的难点。

图6 模型Ⅰ剩余油分布及单井含水率拟合曲线图(A43H井)

图7 模型Ⅰ单井含水率拟合曲线图(A62H井)

图8 模型Ⅱ剩余油分布及单井含水率拟合曲线图(A43H井)

图9 模型Ⅱ单井含水率拟合曲线图(A62H井)

3 结论与认识

小尺度等效表征技术有效地解决了储层内部小尺度构型界面难以表征的问题，有效提高了生产历史拟合及剩余油分布的预测精度，为油田后期进行剩余油挖潜奠定了良好的基础。该技术在渤海C油田辫状河储层中取得了较好应用效果，单井拟合符合率高达93.9%，与模型Ⅰ相比提高了18.1%，历史拟合符合率显著提高。同时通过数值模拟，定量化了辫状河储层中隔夹层厚度、延伸范围、渗透性等因素对开发效果的影响，提高了剩余油预测的精度，为下步油田挖潜提供了可靠依据。该技术对于开发中后期高含水油田开展储层构型精细表征与剩余油挖潜具有一定借鉴意义，具有良好的推广前景。