基于流线数值模拟精细历史拟合的缝洞型油藏剩余油潜力评价

赵艳艳，崔书岳，张 允

(中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院，北京100083)

引 言

油藏数值模拟技术是定量研究剩余油分布的重要手段，是目前定量描述井点与井间剩余油最完善、最系统的定量方法[1-5]，主要有黑油模型、组份模型、热采模型、聚合物驱模型和化学驱模型。目前，我国绝大多数油田采用黑油模型研究剩余油分布。对于裂缝、溶洞、多孔介质多种储集体交织共存、尺度差异大、分布复杂、非均质性极强的缝洞型油藏，裂缝流、洞穴流、渗流交叉耦合，油水运动极其复杂，黑油模型常出现不收敛的问题。

流线模拟是基于隐式压力显式饱和度和流线/前缘追踪方式的数值模拟方法，根据压力场算出流线的方向，在每条流线上解流动的一维问题，得到流体饱和度分布，把复杂的三维问题变成了一维问题，计算量大大下降，收敛性更强，用流线能方便地描述流体流动方向和饱和度前端变化，更接近流体的真实流动情况，其求解过程更加稳定，更适于模拟非均质性极强的缝洞型油藏的渗流问题，更加准确地描述其油水运动规律和剩余油分布特征[6]。

1 S65单元地质特征

S65单元处于塔河油田4区西部的低洼地带，其内部构造相对比较平缓，起伏不大。构造特征整体上表现为南高北低的特点。构造的高点位于S65井点附近，高点埋深5 380 m。井区内部断裂系统发育，以逆断层为主，根据平面展布状况大致可分为3个走向：北北东和北东向；近东西向；近南北向。断层总体上均表现为断距小、延伸距离短、断面较陡的特点。

S65单元的储集体主要有4种：地下暗河、孤立溶洞、大尺度裂缝和溶蚀孔洞。S65单元发育有地下暗河，其条带状形态在地震上有较为明显的响应，有两条较为连续的地下暗河。其中一条较浅、较薄，与地表河相连，另一条为深层地下暗河，较厚(图1)。S65单元孤立溶洞较为发育，位置较深(图2)。S65单元溶蚀孔洞也较为发育，位置较深(图3)。

2 S65单元开采历程

S65井最早于1999年9月4日投产，2005年6月开始注水(TK442)， 2007年基本全部开始试注， 2014年1月24日开始注氮气，气水混注。截止2018年1月，总钻井数12口，累计采油9.403×105t，采出程度21.85%，日产油水平48.2 t/d，经历了天然能量开采、注水开采和强化注水、试注气开采阶段(图4)。

图1 S65单元地下河孔隙度模型Fig.1 Porosity model of underground river in S65 unit

3 历史拟合

3.1 物理模型

应用角点网格建立S65单元数值模拟物理模型，模型尺寸96×140×90，网格节点1.209 6×106，其有效网格数为4.01×105(图5)。S65单元地质模型网格极差大，属性差异大。

3.2 精细历史拟合

S65单元拟合动态开发历史为，从1999年9月投产，到2018年1月，共220月，时间离散步长为日历月，以月报数据为基础，输入油井的平均日产液、日产油、日产水，输入注水井平均日注水量和注气井的平均日注气量，根据油井的日产液量、注水井的日注水量和注气井的日注气量，拟合油井的日产油量、日产水量和含水率，单元的日产油量、日产水量和含水率，以及油藏压力。相同模型，用黑油模拟器，14个核工作站模拟一次需要6 h。流线模拟器用4个核的微机模拟一次只需要62 min。因此流线模拟在缝洞型油藏中的优势更加明显。

图5 S65单元物理模型Fig.5 Physical model of S65 unit

单元地质储量拟合误差率控制在3.0%范围内。单元压力拟合主要通过岩石压缩系数和水体性质；单元含水拟合主要通过微调相渗曲线、渗透率及水体大小等参数，使整体产水量与实际一致，单元绝对误差率控制在2.0%以内。单井拟合主要调整井附近渗透率、孔隙度等参数，单井拟合误差率控制在15%以内，单井拟合率为81%。图6、图7分别为S65单元日产油拟合曲线和日产水拟合曲线。图8—图11分别为典型井TK435井和S65井的日产油拟合曲线和日产水拟合曲线。达到了精细历史拟合，为后期剩余油分析及评价奠定很好基础。

3.3 油水运动规律

流线模拟历史拟合能很好地反映不同开发阶段油水运动规律和含油饱和度分布特征。

图6 S65单元日产油量拟合曲线Fig.6 Fitting curve of daily oil production of S65 unit

图7 S65单元日产水量拟合曲线Fig.7 Fitting curve of daily water production of S65 unit

图8 TK435井日产油拟合曲线Fig.8 Fitting curve of daily oil production of well TK435

图9 TK435井日产水拟合曲线Fig.9 Fitting curve of daily water production of well TK435

图10 S65井日产油拟合曲线Fig.10 Fitting curve of daily oil production of well S65

图11 S65井日产水拟合曲线Fig.11 Fitting curve of daily Water production of well S65

(1)天然能量开发阶段

1999.9—2005.1,油田开发早期，靠天然能量开采，流线显示流体以短距离和在大断裂中运移为主，底水驱替发挥主要作用，储集体中含油饱和度较高，见图12(a)。

(2)注水阶段

从2005.1—2012.2是注水阶段，从流线可以明显看出，由于注水的驱替作用，注水井周围的含油饱和度明显降低，注入水主要沿高渗流通道运移，底水驱替为主，同时注入水也发挥了一定的驱替作用，见图12(b)。

(3)强化注水阶段

2012.3—2018.1是强化注水阶段，注水井周围已形成明显的优势通道，注入水主要在优势通道中运动，底水驱替为主，注入水的驱替作用更明显，形成了优势通道，注入水的利用率降低，见图12(c)。

4 剩余油分布特征

用流线模拟技术不仅清楚地模拟了地下流体油水的流动轨迹，而且对剩余油的分布也进行了定量的准确描述和评价。因为缝洞型油藏非均质性强，储集体类型多，孔隙体积差异大。虽然含油饱和度相同，但是剩余油体积差异很大，评价缝洞型油藏潜力区，仅仅用含油饱和度已经不能准确表征剩余油的富集程度，必须结合剩余油体积分布，才能完整描述剩余油潜力区。每个网格的剩余油体积等于每个网格的剩余油饱和度、孔隙度、网格体积的乘积。

S65单元剩余油平面上主要分布在构造高部位、单元边部及注采不完善区[7]，纵向上主要分布在油藏中部的30～60层，图13～图16分别为第1、20、40、51层的含油饱和度、剩余油体积和储集体分布。

图12 S65单元不同开发阶段末的流线图Fig.12 Streamline diagrams of S65 unit at the end of different development stages

从剖面上看，剩余油主要分布在井间和单元边部，井间剩余油主要有高导流通道屏蔽的剩余油和残丘剩余油[8]，见图17。

对比储集体类型分布与剩余油体积分布，发现溶洞和暗河剩余油最多，是主要的剩余油挖潜对象，见图18(a)和18(b)。

为了明确剩余油挖掘潜力，给出了不同储集体的剩余油体积分布，见图19～图22。计算了S65单元不同储集体原始地质储量、采出油量、剩余油量和采出程度，见表1。可见剩余油储量主要集中在暗河、溶洞、溶孔，断裂最少。但因溶孔分散，暗河和溶洞集中，因此，溶洞和暗河是主要的剩余油挖潜对象。

由于溶洞和暗河主要发育在40～60模拟层，因此40～60模拟层的暗河和溶洞中的剩余油体积最富集，是主要的挖潜目标。

图13 第1层剩余油饱和度、剩余油体积和储集体分布对比Fig.13 Remaining oil saturation, remaining oil volume and reservoir body distribution of layer 1

图14 第21层剩余油饱和度、剩余油体积和储集体分布对比Fig.14 Remaining oil saturation, remaining oil volume and reservoir body distribution of layer 21

图15 第40层剩余油饱和度、剩余油体积和储集体分布对比Fig.15 Remaining oil saturation, remaining oil volume and reservoir body distribution of layer 40

图16 第51层的剩余油饱和度、剩余油体积和储集体类型对比Fig.16 Remaining oil saturation, remaining oil volume and reservoir body distribution of layer 51

图17 井组剖面剩余油饱和度分布Fig.17 Distribution of remaining oil saturation in well group profile

图18 过TK447、TK461、TK435井剖面储集体类型分布和剩余油体积分布对比Fig.18 Comparison of remaining oil volume with reservoir body distribution on the profile through wells TK447, TK461 and TK435

图19 暗河中剩余油体积分布Fig.19 Volume distribution of remaining oil

图20 孤立溶洞中剩余油体积分布Fig.20 Volume distribution in under ground river of remaining oil in isolated karst cave

图21 溶蚀孔洞中剩余油体积分布Fig.21 Volume distribution of remaining oil in dissolution voids

图22 大尺度裂缝中剩余油体积分布Fig.22 Volume distribution of remaining oil in large size fracture

表1 不同储集体内剩余地质储量及采出程度Tab.1 Remaining geological reserves and recovery degree of different reservoir bodies

5 结 论

(1)流线模拟器对缝洞型油藏能较好地进行模拟，速度快，不受网格大小的影响；很好地反映不同开发阶段剩余油饱和度分布特征和水驱油状况。

(2)剩余油平面上主要分布在构造高部位、溶洞顶部、高导流通道屏蔽区及注采不完善区。纵向上，由于底水沿着高角度裂缝逐渐上移，使下部水驱作用和水洗效果突出，而中上部水驱程度低，剩余油主要分布在油藏中上部。

(3)就储集体而言，剩余储量主要集中在暗河、溶洞、溶孔中，断裂最少。因溶孔分布较分散，暗河和溶洞比较集中，因此，溶洞和暗河是主要的剩余油挖潜对象。