基于流線數(shù)值模擬研究高含水后期油田的剩余油分布

譚河清, 傅 強(qiáng), 李林祥, 崔文福, 黃少雄, 官敬濤, 李祥同, 成士興

(1.中國石化 勝利油田分公司 孤東采油廠，山東 東營 257001；2.同濟(jì)大學(xué) 海洋與地球科學(xué)學(xué)院，上海 200092；3.中國石化 勝利油田分公司 東勝公司，山東 東營 257001)

基于流線數(shù)值模擬研究高含水后期油田的剩余油分布

譚河清1, 傅 強(qiáng)2, 李林祥1, 崔文福1, 黃少雄2, 官敬濤1, 李祥同3, 成士興3

(1.中國石化 勝利油田分公司 孤東采油廠，山東 東營 257001；2.同濟(jì)大學(xué) 海洋與地球科學(xué)學(xué)院，上海 200092；3.中國石化 勝利油田分公司 東勝公司，山東 東營 257001)

剩余油分布研究是高含水期油田的難點(diǎn)問題。以濟(jì)陽拗陷孤東七區(qū)西館陶組Ng63+4層高含水開發(fā)實(shí)驗(yàn)區(qū)塊為例，在地質(zhì)分析的基礎(chǔ)上，建立起小網(wǎng)格精細(xì)三維地質(zhì)模型及參數(shù)模型；通過試驗(yàn)區(qū)儲(chǔ)量、壓力、含水率和單井含水?dāng)M合，85%的單井歷史擬合誤差<5%。采用流線數(shù)值模擬技術(shù)顯示出高含水后期密井網(wǎng)條件下流體推進(jìn)特征及剩余油分布模式， 得出：①流線顯示目前地下儲(chǔ)層形成大孔道高滲帶，流體基本沿高滲帶運(yùn)移，驅(qū)油效率明顯降低。②目標(biāo)油層組剩余油分布明顯受到沉積相、沉積韻律、層內(nèi)非均質(zhì)、生產(chǎn)井網(wǎng)等因素的控制；剩余油平面上主要分布在微構(gòu)造高點(diǎn)、層內(nèi)低滲透區(qū)及注采不完善區(qū)，縱向上主要集中分布在主力厚油層的頂部。

孤東油田；館陶組；流線數(shù)值模擬；剩余油分布

圖1 孤東油田地理位置圖Fig.1 Geographical position of the Gudong oilfield

孤東油田位于濟(jì)陽拗陷沾化凹陷東北部的南端，東南靠墾東—青坨子凸起，西南為孤南洼陷，西北為樁西洼陷，東北與樁東洼陷相鄰，是一個(gè)以新近系館陶組(Ng)疏松砂巖為主要儲(chǔ)集層的大型披覆背斜構(gòu)造整裝油藏(圖1)。館上段(Ng63+4)砂層組為孤東七區(qū)西的主力油層之一，屬于曲流河沉積。地層埋深約1.35 km，含油面積9.58 km2，儲(chǔ)層累計(jì)厚度約1 m，為略向北東方向傾斜的單斜，傾角1°～2°。砂層組以細(xì)、粉細(xì)砂巖為主，具有垂向正韻律，膠結(jié)程度較疏松，粒度中值平均為0.14 μm，分選系數(shù)平均為1.76。孔隙度(q)平均為31.7%，滲透率(K)平均為2 323.5×10-3μm2，孔喉半徑平均為8.81～11.12 μm,均質(zhì)系數(shù)為0.38～0.44。具有高孔、高滲、強(qiáng)非均質(zhì)性、儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)疏松、易出砂的特征[1]。自1985年投入生產(chǎn)，歷經(jīng)30年開發(fā)，已完成各類鉆井1 100余口。由于該區(qū)多油層疊合生產(chǎn)、注采井網(wǎng)多次調(diào)整、注水關(guān)系復(fù)雜，館陶組整體已進(jìn)入特高含水期，剩余油分布狀況復(fù)雜，亟待進(jìn)一步詳細(xì)研究。

目前國內(nèi)外研究高含水期剩余油分布的方法主要有開發(fā)地質(zhì)法、測(cè)井法、地震法、油藏工程法[2]。其中流線數(shù)值模擬作為一種比較成熟的技術(shù)，不但能夠清楚地表示地下流體流動(dòng)的路線及屬性參數(shù)的強(qiáng)度，還能對(duì)地下剩余油分布特征進(jìn)行研究[3]。但由于建立油藏?cái)?shù)值模型的隨機(jī)不確定性，造成模擬精度不高[4]。隨著儲(chǔ)層表征新技術(shù)——儲(chǔ)層三維精細(xì)建模的發(fā)展，實(shí)現(xiàn)了對(duì)油氣儲(chǔ)層的構(gòu)成單元的形態(tài)、規(guī)模、方向、疊置關(guān)系及其儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)和巖石物理特征等定量表征和刻畫各種尺度的非均質(zhì)性，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行流線數(shù)值模擬，將極大地提高模擬的精度，為油田開發(fā)中后期進(jìn)行開發(fā)分析及剩余油分布預(yù)測(cè)提供可靠的地質(zhì)依據(jù)[5-6]。

為了精確地刻畫儲(chǔ)層，提高數(shù)模的精確度、突出目的層密井網(wǎng)區(qū)的剩余油分布特征，本文選取了Ng63+4層中井距較小、井網(wǎng)最完善的區(qū)塊進(jìn)行實(shí)驗(yàn)研究。孤東七區(qū)西實(shí)驗(yàn)區(qū)面積1.6 km2，將目的層Ng63+4劃分為4個(gè)韻律小層(即Ng63-1、Ng63-2、Ng64-1、Ng64-2)，分析模型的網(wǎng)格步長設(shè)定為20 m×20 m×0.5 m，網(wǎng)格總數(shù)27萬個(gè)。

由于孤東七區(qū)西實(shí)驗(yàn)區(qū)地層內(nèi)無大的斷層構(gòu)造，僅有小型的正向、負(fù)向微構(gòu)造；且Ng63+4目的砂層組以辮狀河沉積為主，層內(nèi)非均質(zhì)性較強(qiáng)。因此，在確立構(gòu)造、巖相模型的基礎(chǔ)上，分析儲(chǔ)層屬性參數(shù)的分布特征，運(yùn)用基于象元的序貫高斯模擬隨機(jī)建模法和協(xié)同克里金法，在相模型的約束下建立孔隙度、滲透率和流體飽和度分布模型等精細(xì)三維地質(zhì)模型[7-8]；在精細(xì)三維地質(zhì)模型基礎(chǔ)上結(jié)合流線數(shù)值模擬法對(duì)研究區(qū)30年的生產(chǎn)狀況進(jìn)行模擬，從而達(dá)到對(duì)Ng63+4層地下流體運(yùn)移特征及剩余油飽和度分布規(guī)律研究的目的。

1 試驗(yàn)區(qū)流線數(shù)值模擬

1.1 生產(chǎn)歷史擬合

儲(chǔ)層數(shù)值模擬研究通過多項(xiàng)油田開采指標(biāo)的歷史擬合，使得地質(zhì)模型更接近油藏實(shí)際，能更精確地反映地下油、氣、水的流動(dòng)與分布規(guī)律[9-10]。

生產(chǎn)歷史擬合通過重現(xiàn)油藏的生產(chǎn)過程，展示儲(chǔ)層中油氣水流體的分布，擬合精度的高低直接決定地下儲(chǔ)層剩余油計(jì)算的精度和分布的狀況[11-12]。擬合主要包括含水?dāng)M合(圖2)、區(qū)塊壓力擬合(圖3)。全區(qū)壓力、含水的擬合通過調(diào)整滲透率、巖石壓縮系數(shù)、地層水及原油體積系數(shù)來實(shí)現(xiàn)；單井產(chǎn)量擬合主要依據(jù)給定的石油產(chǎn)量，先擬合研究區(qū)和單井的產(chǎn)油量，再調(diào)整轉(zhuǎn)注井注水量。從擬合的效果分析，模型壓力、含水率與油田實(shí)際生產(chǎn)情況基本一致，88口生產(chǎn)井的實(shí)際產(chǎn)液量有85%達(dá)到擬合要求；因此，擬合結(jié)果能反映油田目前實(shí)際情況，達(dá)到運(yùn)用流線模型模擬建模的要求。

圖2 孤東七區(qū)西含水率擬合曲線Fig.2 The matching curves of water content from the western No.7 district of Gudong

1.2 流線模型模擬結(jié)果分析

流線能夠表征儲(chǔ)層流體流動(dòng)的方向，能夠清楚地表示地下流體在儲(chǔ)層中流動(dòng)的路線及屬性參數(shù)的大小。流線模擬結(jié)果為油田開發(fā)過程中的儲(chǔ)層流體運(yùn)移情況給出清晰的認(rèn)識(shí)，對(duì)于高含水油田，儲(chǔ)層中剩余油的挖潛措施的制定與開發(fā)方案的調(diào)整具有重要的意義[13-14]。

孤東七區(qū)西開發(fā)實(shí)驗(yàn)區(qū)經(jīng)歷了30多年的開發(fā)，3次大的井網(wǎng)調(diào)整，流線模型能很好地反映井網(wǎng)調(diào)整各個(gè)階段的儲(chǔ)層含油飽和度分布特征及水驅(qū)效率[15]。

第一階段：1986-1987年初油田開發(fā)初期，采用212 m×212 m正方形井網(wǎng)彈性開采，沒有注水井。此時(shí)由于井距較小、開井?dāng)?shù)多，形成完善規(guī)則井網(wǎng)，流線顯示流體以鄰井短距離運(yùn)移為主，流線分布較為規(guī)律，同時(shí)顯示該階段儲(chǔ)層中含油飽和度較高(圖4-A)。

第二階段：1987-1990年，采用212 m×212 m九點(diǎn)井網(wǎng)進(jìn)行注水開發(fā)。從流線可以明顯看出井網(wǎng)中由于注入水的驅(qū)替作用，水沿著注水井呈同心圓向外擴(kuò)散，以注水井為中心的流線顯示油層含油飽和度明顯下降(圖4-B)。

第三階段：1990-2000年，在現(xiàn)油井排方向九點(diǎn)井網(wǎng)角井和邊井之間新鉆一口生產(chǎn)井，現(xiàn)水井排方向九點(diǎn)井網(wǎng)邊井全部轉(zhuǎn)注，形成212 m×212 m交錯(cuò)排狀井網(wǎng)進(jìn)行注水開發(fā)。由于井網(wǎng)的變化導(dǎo)致流線呈現(xiàn)出沿注水井排向油井排平行運(yùn)移的特征。油層含油飽和度較第二階段已明顯下降，顯示開發(fā)效果顯著(圖4-C)。

圖3 孤東七區(qū)西壓力擬合曲線Fig.3 The pressure-history matching curve of the western No.7 district

圖4 孤東七區(qū)西實(shí)驗(yàn)區(qū)Ng63+4層每階段流線特征Fig.4 The characteristics of streamline of each phase in the experimental area of western No.7 district

2015年：由流線圖可以看出，由于長期注水生產(chǎn)，地下儲(chǔ)層巖石孔隙被水驅(qū)以及強(qiáng)注水對(duì)地層的沖刷作用，已導(dǎo)致注入水沿高滲透帶竄流，采油井含水率快速上升，產(chǎn)油量下降。圖中流線可以明顯看出該時(shí)期流線較長，同時(shí)流線沿著相同方向平行排列，說明流體以固定通道長距離運(yùn)移為主。分析流線可以得出：該時(shí)期注入水在地層中經(jīng)過長距離的運(yùn)移，但是含油飽和度卻沒有上升，這表明流體在地層中沿固定的高滲通道流動(dòng)，導(dǎo)致驅(qū)油效率降低(圖4-D)。

2 剩余油分布規(guī)律

截至2015年底，孤東七區(qū)西在30年的開采中經(jīng)過歷次的井網(wǎng)以及生產(chǎn)措施調(diào)整，注采系統(tǒng)變換較大，孤東七區(qū)西實(shí)驗(yàn)區(qū)Ng63+4層各個(gè)小韻律層含油飽和度以及采出程度需要重新計(jì)算，并確定剩余油分布特征，以便進(jìn)一步調(diào)整開發(fā)生產(chǎn)措施。因此，通過流線模擬，得出孤東七區(qū)西實(shí)驗(yàn)區(qū)Ng63+4各層位模擬計(jì)算結(jié)果(表1)?？梢钥闯觯鳛楣聳|七區(qū)西的主力產(chǎn)層之一的Ng63層，Ng63-1小層采出程度達(dá)到了19%；其下部的Ng63-2小層原油采出程度比上部要高，達(dá)到25.3%以上；同樣，Ng64層也具有底部Ng64-2小層采出程度高于上部Ng64-1小層的特點(diǎn)。

由表1可以得出，目前實(shí)驗(yàn)區(qū)Ng63+4各個(gè)韻律層內(nèi)儲(chǔ)量都有不同程度的動(dòng)用。通過各項(xiàng)參數(shù)控制下的流線模擬研究分析，以孤東七區(qū)西試驗(yàn)區(qū)Ng63-1韻律層頂?shù)资Ｓ嘤头植紴槔?圖5)，具有如下規(guī)律。

a.縱向上由于孤東七區(qū)西試驗(yàn)區(qū)Ng63-1、Ng63-2、Ng64-1、Ng64-2各韻律層屬于垂向上粒度變細(xì)的曲流河點(diǎn)砂壩，具有滲透率逐漸變小的趨勢(shì)，注入水的水平驅(qū)動(dòng)力向上減弱，在重力的作用下會(huì)逐漸運(yùn)移到油層底部；而油層頂部水驅(qū)波及程度低，導(dǎo)致各個(gè)油層整體表現(xiàn)出層位頂部剩余油含油飽和度大于底部的分布特征。

表1 孤東七區(qū)西實(shí)驗(yàn)區(qū)各韻律層參數(shù)統(tǒng)計(jì)Table 1 Statistics of parameters of every rhythmic layer in the experimental area of western No.7 district

圖5 孤東七區(qū)西實(shí)驗(yàn)區(qū) Ng63-1韻律層頂?shù)资Ｓ嘤头植糉ig.5 Remaining oil distribution for the top and bottom layers in Ng63-1 of experimental area in the western No.7 district

b.平面上剩余油的分布主要受控于曲流河儲(chǔ)層砂體沉積微相展布，流線模擬分布圖上顯示紅色區(qū)域剩余油飽和度高，由綠到藍(lán)色顯示剩余油飽和度明顯降低；并且剩余油分布呈條帶狀，顯示河道邊部砂體厚度較小、滲透率低的區(qū)域剩余油飽和度較高。

3 結(jié)論

剩余油分布的主控因素為：地質(zhì)因素和開發(fā)因素。綜合孤東七區(qū)西館陶組儲(chǔ)層物性、斷層和砂體分布等地質(zhì)靜態(tài)因素，建立數(shù)值模擬控制注采井網(wǎng)、注采強(qiáng)度等動(dòng)態(tài)開發(fā)因素，結(jié)合流線模擬技術(shù)可以直觀地再現(xiàn)地下油水的運(yùn)移路徑以及剩余油的空間展布。

流線不僅能表征地下流體的流動(dòng)路線與屬性，同時(shí)能反映出各個(gè)井網(wǎng)變遷時(shí)期流體的運(yùn)移特征。流線結(jié)果顯示目前孤東七區(qū)西實(shí)驗(yàn)區(qū)井距大，流體以長距離運(yùn)移為主且流動(dòng)流體含油飽和度低，表明長期的注水生產(chǎn)使得地下巖石孔隙中原油被水驅(qū)以及強(qiáng)注水對(duì)地層的沖刷作用，已導(dǎo)致注入水沿高孔滲透帶竄流，造成采油井產(chǎn)水量上升，產(chǎn)油量下降，亟需進(jìn)一步調(diào)整開采措施才能提高原油產(chǎn)量。

對(duì)于縱向上Ng63-1、Ng63-2、Ng64-1、Ng64-2各韻律層注入水會(huì)優(yōu)先沿韻律高滲透底層流動(dòng)，導(dǎo)致各層底部油層受到很好的水驅(qū)、水洗作用，而在各韻律層頂部剩余油飽和度明顯升高。

平面上孤東七區(qū)西館陶組Ng6剩余油分布受曲流河沉積微相的控制，多呈孤立狀分布在井網(wǎng)間注入水未波及的流線間、河道邊緣砂體以及局部的微構(gòu)造高點(diǎn)；在局部井網(wǎng)不完善區(qū)、注入水較難波及的物性較差的區(qū)域連片分布。

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Application of streamline numerical simulation method to study of remaining oil distribution in high water-cut stage oilfield

TAN Heqing1, FU Qiang2, LI Linxiang1, CUI Wenfu1, HUANG Shaoxiong2,GUAN Jingtao1, LI Xiangtong3, CHENG Shixing3

1.GudongOilProductionPlant,ShengliOilfieldCompanyofSINOPEC,Dongying257001,China;2.SchoolofOceanandEarthScience,TongjiUniversity,Shanghai200092,China;3.DongshengCompany,ShengliOilfieldofSINOPEC,Dongying257001,China

According to the geologic and developmental features of the Ng63+4of Neogene Guantao Formation in western No.7 district in Gudong Oilfield, one experimental zone in Ng63+4unit is used to study the distribution of remaining oil in high water cut stage oilfield. The history matching of the reserves, pressure, moisture content and single drilling well water cut in the experimental zone produces a fine 3D geological model and parameters mode of less than 5% errors for 85% single-drilling wells. With the help of streamline numerical simulation technique, it obtains the characteristics of fluid migration under the condition of dense well pattern in high water-cut stage and divides remaining oil distribution patterns. It shows that large channel and high permeability zone are formed in the underground reservoir and the fluid migrates mostly along the high permeability zone. At the same time, oil displacement efficiency decreases obviously. The remaining oil distribution is controlled by sedimentary facies, sedimentary rhythm intraformational heterogeneity and drilling well network, the remaining oil occurs in the top of micro-structures, low permeable section in the plane and mainly concentrates on the top of the positive rhythm in the thick oil layer.

Gudong oilfield; Guantao Formation; streamline numerical simulation; remaining oil distribution

10.3969/j.issn.1671-9727.2017.01.04

1671-9727(2017)01-0030-06

2016-02-26。

國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05011-002)。

譚河清(1963-),男,教授級(jí)高工,研究方向:油藏開發(fā)工程, E-mail:tanheqing.slyt@sinopec.com。

TE319.1:TE327

A