基于多层数值模拟技术的渤61块剩余油分布规律研究

李晶 吴岸 赵鑫 陈峰博

【摘要】南区渤61馆3-6块1973年采取一套层系注水开发，2002年实施低效水驱转热采调整，计算采收率可达到23.74%，但还低于孤岛油田其它热采单元，具有进一步调整的潜力，本文通过多层数值模拟技术对该区块剩余油分布规律研究，剩余油描述到小层，为后面开发方式优化提供依据，同时也可为其他采油厂技术研究提供参考。

【关键词】多层数值模拟 剩余油分析 饱和度

孤岛油田南区渤61馆3-6块位于整个孤岛油田南部，构造简單平缓，呈现出由北东向南西倾斜的单斜构造，沉积相主要为河流相沉积体系，水体能量较强。储层砂体成因类型主要为、河道边滩、心滩砂体，还有天然堤和废弃河道砂体等，砂体发育较多，分布较为复杂。含油面积3.7Km2，地质储量1376x10⁴t。

一、开发现状

（1）开发状况

南区渤61馆3-6块1973年采取一套层系注水开发，2002年实施低效水驱转热采调整，Ng3 -4层系作为一套层系进行行列式注水开发，Ng5-6层系作为一套层系进行热采开发。

目前渤61块Ng3-4水驱单元油井开井28口，水井开井20口，日液水平1762t/d，日油水平69t/d，日注水平1857m3/d，单元含水96.1%，采油速度0.27%，采出程度34%。

渤61块Ng5-6稠油总井71口，开井68口，单元日液水平1986t/d，日油水平345t/d，采油速度1.8%，采出程度13.4%，采出程度较低。

（2）开采潜力分析

南区渤61馆5-6稠油含油面积2.53km2，地质储量456x10⁴t，目前有总井71口，单井日油水平5.2t，目前已经形成了200x283m不规则的反九点法井网，近几年经过井网完善调整后，平面上看井网较完善，但由于储层多，且大部分井合层开采，所以分小层井网并不完善;因此开展储层精细对比，划分韵律层，摸清层间小层动用状况，能够更好的挖潜层间潜力，提高储量动用程度，提高单元采收率。

二、数值模拟实现剩余油描述的精细分析

1、南区渤61馆5稠油模型建立和历史拟合

南区渤61馆5稠油在模型建立的时候选择具有代表性的井组进行数值模拟研究，模型区井组筛选需满足以下原则：

（1）拥有完整的注采井网;（2）油水关系能够反映油藏实际情况;（3）井组所处的油藏条件具有代表性，结果具有普遍推广意义。所选模型区包括19口生产井，其中6口井注过水，4口井注汽吞吐热采。

利用CMC软件建立模型（图1）：网格系统划分：取网格步长为20mx20m。平面划分为5lx20=1020个网格单元。纵向上模拟13个层，其中4-13为主力油层，共13260个网格节点，包括30口生产井。

利用该区实测物性资料建立组分和流体模型，并根据实际单井井史建立了注汽和生产动态模型。油藏动态数据是油藏开发过程中与时间有关的数据，包括开发历史中生产井单井的日产油、日产水、累计产油、累计产水、含水以及压力的变化情况：注汽时单井的日注汽量、累注汽量的变化情况：全区日产油、日产水、累计产油、累计产水、含水、日注汽、累注汽以及压力的变化情况：完井数据主要包括生产层位、不同时刻的射孔井段等，在此基础上开展历史拟合。

从累产油、累产水指标来看（表1），模型区实际累产油为20.8x10⁴t，数模拟合累产油为19.9x10⁴t，累计产油误差为4.5%，模型区实际累产水为94.2x10⁴t，数模拟合累产水为91.7x10⁴t，累计产水误差为2.7%，模型区实际累注水和数模拟合累注汽完全一致：拟合精度较高。由全区累产油和含水以的拟合曲线可以看出（图2]，拟合结果和实际的相差不大，且变化趋势基本一致，说明拟合反映出了该区的开发历程，拟合后得到的油藏参数能够反映地层的实际情况（图3和图4）。

三、结论

1、平面上整体剩余油饱和度较高，注水井附近相对较低。

2、纵向上各小层采出程度均较低，底部含油饱和度略低。

参考文献：

[1]王宏，孙小喜等.孤岛南区低品位稠油高效开发技术.石油天然气学报，2011年7月

作者简介：李晶，职位：地质技术员，单位：中石化胜利油田分公司孤岛采油厂。

通讯作者：陈峰博，男，单位：承德石油高等专科学校，职称：讲师。