姬塬油田X區(qū)地質(zhì)建模及數(shù)值模擬研究

王牧，李茂，高潔，王雷，代莎

（中國石油長(zhǎng)慶油田分公司第十二采油廠，甘肅合水745400）

姬塬油田X區(qū)地質(zhì)建模及數(shù)值模擬研究

王牧，李茂，高潔，王雷，代莎

（中國石油長(zhǎng)慶油田分公司第十二采油廠，甘肅合水745400）

首先在深化油藏地質(zhì)認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，利用地質(zhì)、測(cè)井等測(cè)試資料建立三維地質(zhì)模型，其次通過數(shù)值模擬技術(shù)，利用生產(chǎn)動(dòng)態(tài)測(cè)試資料，進(jìn)行歷史擬合，調(diào)整完善數(shù)值模型；最后優(yōu)選合理生產(chǎn)壓差，保持在5 MPa左右時(shí)開發(fā)效果最為理想。

姬塬油田；地質(zhì)建模；數(shù)值模擬；合理生產(chǎn)壓差

姬塬油田X區(qū)橫跨陜北斜坡和天環(huán)坳陷兩個(gè)構(gòu)造單元，局部構(gòu)造為一西傾單斜，坡度不足2°，斜坡上發(fā)育有軸向北東～南西向鼻隆構(gòu)造。研究區(qū)長(zhǎng)21油層組沉積時(shí)，由于湖盆水體變淺，湖盆收斂，河控性三角洲平原亞相大面積分布，分流河道砂體較發(fā)育。河流沉積遷移過程中自上而下也可以形成長(zhǎng)213、長(zhǎng)212、長(zhǎng)211三個(gè)沉積旋回，造成碎屑巖粒度和巖性的層序變化，測(cè)井剖面表現(xiàn)為正韻律層序。長(zhǎng)21油藏的含油面積6.4 km2，地質(zhì)可采儲(chǔ)量為311×104t，總體開發(fā)形勢(shì)穩(wěn)定。

1　油藏三維地質(zhì)建模

1.1建模思路

本次建模主要采用確定性建模和隨機(jī)建模相結(jié)合，巖相控制，多參數(shù)協(xié)同建模的思路進(jìn)行［1］，通過多個(gè)實(shí)現(xiàn)，優(yōu)選模型，最終建立精確的構(gòu)造模型和屬性模型。

在地層格架模型上，遵循地層劃分對(duì)比成果，X區(qū)長(zhǎng)21油藏可以分為長(zhǎng)211、長(zhǎng)212和長(zhǎng)213三個(gè)層，由于X區(qū)長(zhǎng)211基本無有效砂體，不具有研究?jī)r(jià)值，建模時(shí)重點(diǎn)考慮長(zhǎng)212和長(zhǎng)213，而長(zhǎng)213油層可以進(jìn)一步劃分為長(zhǎng)213-1、長(zhǎng)213-2和長(zhǎng)213-3三個(gè)小層。

1.2構(gòu)造模型

在小層和沉積時(shí)間單元精細(xì)劃分對(duì)比的基礎(chǔ)上，應(yīng)用指示克里金插值法逐層作出頂面和底面構(gòu)造圖，構(gòu)造線間距2 m。從構(gòu)造模型（見圖1）和頂部地質(zhì)構(gòu)造圖（見圖2）可以看出，構(gòu)造模型與地質(zhì)認(rèn)識(shí)較為吻合。

圖1　構(gòu)造模型

圖2　頂部地質(zhì)構(gòu)造圖

1.3屬性模型

從建立的孔、滲、飽屬性模型（見圖3～圖5）可以看出模型的一致性比較，其中長(zhǎng)213-3和長(zhǎng)213-2小層砂體連片性較好，局部存在差異性，儲(chǔ)層物性較好。

圖3　孔隙度模型

圖4　滲透率模型

圖5　飽和度模型

1.4模型儲(chǔ)量計(jì)算

通過建模過程獲得研究區(qū)各種實(shí)現(xiàn)的屬性參數(shù)模型，采用滲透率大于0.7×10-3μm2，孔隙度大于10%，含油飽和度大于35%的有效儲(chǔ)層篩選，計(jì)算出研究區(qū)地質(zhì)建模多種實(shí)現(xiàn)的分層儲(chǔ)量（見表1）。各模型實(shí)現(xiàn)計(jì)算出的平均原油儲(chǔ)量比較接近，相對(duì)誤差為3.9%。因?yàn)殚L(zhǎng)213-1、長(zhǎng)212和長(zhǎng)211沒有工業(yè)油流，建模中儲(chǔ)量為零。

表1　X區(qū)長(zhǎng)21油藏地質(zhì)建模儲(chǔ)量計(jì)算

2　油藏?cái)?shù)值模擬研究

2.1歷史擬合

2.1.1油藏開發(fā)指標(biāo)的擬合由于本區(qū)各個(gè)單井的測(cè)壓資料和氣油比數(shù)據(jù)非常有限［2-5］，這兩項(xiàng)指標(biāo)不具備歷史擬合的條件，所以本次數(shù)值模擬研究的主要擬合指標(biāo)為油藏的綜合累計(jì)產(chǎn)油、產(chǎn)水率、產(chǎn)油量以及各模擬層單井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量等指標(biāo)。在擬合的過程中，充分考慮低滲透砂巖儲(chǔ)層的特性，通過在參數(shù)合理的調(diào)整范圍以內(nèi)，對(duì)儲(chǔ)層有效厚度、孔隙度、滲透率、相對(duì)滲透率曲線等參數(shù)進(jìn)行了調(diào)整，從而達(dá)到了較好的擬合精度（見圖6～圖8）。

2.1.2單井歷史擬合針對(duì)本區(qū)81口采油井進(jìn)行單井?dāng)M合。有20口井的擬合效果相當(dāng)好，擬合誤差在5%以內(nèi)，占總井?dāng)?shù)的24.69%；有54口井的單井?dāng)M合產(chǎn)油量最大誤差介于5%～10%，占總井?dāng)?shù)的66.67%，有7口井的擬合誤差較大，達(dá)到10%以上，占總井?dāng)?shù)的8.64%?？傮w上看，擬合誤差在10%以內(nèi)的井占總井?dāng)?shù)的91.36%，表明油藏的總體擬合效果較好，能夠真正的模擬油藏的開發(fā)動(dòng)態(tài)過程，使得油藏的開發(fā)歷史實(shí)現(xiàn)再現(xiàn)。

2.2方案優(yōu)選

根據(jù)目前模擬區(qū)的實(shí)際開發(fā)狀況，擬做4個(gè)方案進(jìn)行合理井底流壓研究。采油井井底流壓：2.5 MPa、3.5 MPa、5 MPa、6 MPa，油井以定壓方式控制生產(chǎn)，注水井按照目前注水量進(jìn)行注水，從2011年7月31日開始生產(chǎn)15年。預(yù)測(cè)15年的產(chǎn)油量、累計(jì)產(chǎn)油量、含水率、壓力等，對(duì)不同井底流壓進(jìn)行優(yōu)化（見表2，圖9～圖11）。

圖6　X區(qū)長(zhǎng)21油藏累計(jì)產(chǎn)液擬合曲線

圖7　X區(qū)長(zhǎng)21油藏累計(jì)產(chǎn)油擬合曲線

圖8　X區(qū)長(zhǎng)21油藏綜合含水與實(shí)際綜合含水曲線

表2　模擬區(qū)合理采油井井底流壓研究的開發(fā)方案技術(shù)指標(biāo)統(tǒng)計(jì)表

圖9　地層壓力變化－時(shí)間圖

圖10　不同采油井井底流壓累計(jì)產(chǎn)油量－時(shí)間圖

圖11　不同采油井井底流壓含水率－時(shí)間圖

數(shù)值模擬結(jié)果表明：

（1）隨著流壓的降低，產(chǎn)量增加，采油指數(shù)也隨之增大，開采速度增加，但地層壓力下降快的同時(shí)，含水上升也快；（2）隨著流壓的降低，考慮到要滿足生產(chǎn)壓差的要求，實(shí)際生產(chǎn)過程中方案J1和方案J2的后期開采地層壓力過低，不利于生產(chǎn)；（3）采用方案J3的井底流壓（5 MPa左右）較為合適。

3　結(jié)論

（1）根據(jù)儲(chǔ)層三維地質(zhì)建模，采用容積法儲(chǔ)量計(jì)算地質(zhì)可采儲(chǔ)量為311×104t，模型計(jì)算儲(chǔ)量為322.74× 104t，相對(duì)誤差為3.9%，擬合結(jié)果較好。

（2）單井歷史擬合誤差在10%以內(nèi)的井占總井?dāng)?shù)的91.36%，油藏的總體擬合效果較好，能夠真正模擬油藏的開發(fā)動(dòng)態(tài)過程。

（3）數(shù)模結(jié)果表明：X區(qū)長(zhǎng)21油藏井底流壓控制在5 MPa左右較為合適。

［1］林博.勝坨油田河流相儲(chǔ)層建筑結(jié)構(gòu)分析與剩余油分布研究［D］.北京：中國石油大學(xué)，2007：90-96.

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［3］吳忠寶，康麗俠，王改娥.三維地質(zhì)建模及油藏?cái)?shù)值模擬一體化剩余油分布規(guī)律研究［J］.地質(zhì)與資源，2006，15（4）：315-319.

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Study on geological modeling and numerical simulation in Jiyuan oilfield X area

WANG Mu，LI Mao，GAO Jie，WANG Lei，DAI Sha
（Oil Production Plant 12 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Heshui Gansu 745400，China）

Firstly，based on deep understanding of reservoir geology，3D geological model is established by using geological，logging data.Secondly，on the basis of the production performanced data，the numerical simulation techniques is used to get the reasonable reservoir mode by means of history matching and parameters adjustment.Finally，the optimization of reasonable producing pressure difference，the most ideal development result can be obtained when the reasonable producing pressure difference remains to be at about 5 MPa.

Jiyuan oilfield；geological modeling；numerical simulation；reasonable producing pressure difference

TE121.34

A

1673-5285（2016）10-0117-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.027

2016-08-16

王牧，男（1987-），2012年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）石油工程專業(yè)，目前從事油藏開發(fā)及工藝管理工作，郵箱：18393690431@163.com。