基于流線數(shù)值模擬精細(xì)歷史擬合的縫洞型油藏剩余油潛力評(píng)價(jià)

趙艷艷，崔書岳，張 允

(中國石油化工股份有限公司 石油勘探開發(fā)研究院，北京100083)

引 言

油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)是定量研究剩余油分布的重要手段，是目前定量描述井點(diǎn)與井間剩余油最完善、最系統(tǒng)的定量方法[1-5]，主要有黑油模型、組份模型、熱采模型、聚合物驅(qū)模型和化學(xué)驅(qū)模型。目前，我國絕大多數(shù)油田采用黑油模型研究剩余油分布。對(duì)于裂縫、溶洞、多孔介質(zhì)多種儲(chǔ)集體交織共存、尺度差異大、分布復(fù)雜、非均質(zhì)性極強(qiáng)的縫洞型油藏，裂縫流、洞穴流、滲流交叉耦合，油水運(yùn)動(dòng)極其復(fù)雜，黑油模型常出現(xiàn)不收斂的問題。

流線模擬是基于隱式壓力顯式飽和度和流線/前緣追蹤方式的數(shù)值模擬方法，根據(jù)壓力場算出流線的方向，在每條流線上解流動(dòng)的一維問題，得到流體飽和度分布，把復(fù)雜的三維問題變成了一維問題，計(jì)算量大大下降，收斂性更強(qiáng)，用流線能方便地描述流體流動(dòng)方向和飽和度前端變化，更接近流體的真實(shí)流動(dòng)情況，其求解過程更加穩(wěn)定，更適于模擬非均質(zhì)性極強(qiáng)的縫洞型油藏的滲流問題，更加準(zhǔn)確地描述其油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律和剩余油分布特征[6]。

1 S65單元地質(zhì)特征

S65單元處于塔河油田4區(qū)西部的低洼地帶，其內(nèi)部構(gòu)造相對(duì)比較平緩，起伏不大。構(gòu)造特征整體上表現(xiàn)為南高北低的特點(diǎn)。構(gòu)造的高點(diǎn)位于S65井點(diǎn)附近，高點(diǎn)埋深5 380 m。井區(qū)內(nèi)部斷裂系統(tǒng)發(fā)育，以逆斷層為主，根據(jù)平面展布狀況大致可分為3個(gè)走向：北北東和北東向；近東西向；近南北向。斷層總體上均表現(xiàn)為斷距小、延伸距離短、斷面較陡的特點(diǎn)。

S65單元的儲(chǔ)集體主要有4種：地下暗河、孤立溶洞、大尺度裂縫和溶蝕孔洞。S65單元發(fā)育有地下暗河，其條帶狀形態(tài)在地震上有較為明顯的響應(yīng)，有兩條較為連續(xù)的地下暗河。其中一條較淺、較薄，與地表河相連，另一條為深層地下暗河，較厚(圖1)。S65單元孤立溶洞較為發(fā)育，位置較深(圖2)。S65單元溶蝕孔洞也較為發(fā)育，位置較深(圖3)。

2 S65單元開采歷程

S65井最早于1999年9月4日投產(chǎn)，2005年6月開始注水(TK442)， 2007年基本全部開始試注， 2014年1月24日開始注氮?dú)?，氣水混注。截?018年1月，總鉆井?dāng)?shù)12口，累計(jì)采油9.403×105t，采出程度21.85%，日產(chǎn)油水平48.2 t/d，經(jīng)歷了天然能量開采、注水開采和強(qiáng)化注水、試注氣開采階段(圖4)。

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

3 歷史擬合

3.1 物理模型

應(yīng)用角點(diǎn)網(wǎng)格建立S65單元數(shù)值模擬物理模型，模型尺寸96×140×90，網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)1.209 6×106，其有效網(wǎng)格數(shù)為4.01×105(圖5)。S65單元地質(zhì)模型網(wǎng)格極差大，屬性差異大。

3.2 精細(xì)歷史擬合

S65單元擬合動(dòng)態(tài)開發(fā)歷史為，從1999年9月投產(chǎn)，到2018年1月，共220月，時(shí)間離散步長為日歷月，以月報(bào)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，輸入油井的平均日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、日產(chǎn)水，輸入注水井平均日注水量和注氣井的平均日注氣量，根據(jù)油井的日產(chǎn)液量、注水井的日注水量和注氣井的日注氣量，擬合油井的日產(chǎn)油量、日產(chǎn)水量和含水率，單元的日產(chǎn)油量、日產(chǎn)水量和含水率，以及油藏壓力。相同模型，用黑油模擬器，14個(gè)核工作站模擬一次需要6 h。流線模擬器用4個(gè)核的微機(jī)模擬一次只需要62 min。因此流線模擬在縫洞型油藏中的優(yōu)勢(shì)更加明顯。

圖5 S65單元物理模型Fig.5 Physical model of S65 unit

單元地質(zhì)儲(chǔ)量擬合誤差率控制在3.0%范圍內(nèi)。單元壓力擬合主要通過巖石壓縮系數(shù)和水體性質(zhì)；單元含水?dāng)M合主要通過微調(diào)相滲曲線、滲透率及水體大小等參數(shù)，使整體產(chǎn)水量與實(shí)際一致，單元絕對(duì)誤差率控制在2.0%以內(nèi)。單井?dāng)M合主要調(diào)整井附近滲透率、孔隙度等參數(shù)，單井?dāng)M合誤差率控制在15%以內(nèi)，單井?dāng)M合率為81%。圖6、圖7分別為S65單元日產(chǎn)油擬合曲線和日產(chǎn)水?dāng)M合曲線。圖8—圖11分別為典型井TK435井和S65井的日產(chǎn)油擬合曲線和日產(chǎn)水?dāng)M合曲線。達(dá)到了精細(xì)歷史擬合，為后期剩余油分析及評(píng)價(jià)奠定很好基礎(chǔ)。

3.3 油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律

流線模擬歷史擬合能很好地反映不同開發(fā)階段油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律和含油飽和度分布特征。

圖6 S65單元日產(chǎn)油量擬合曲線Fig.6 Fitting curve of daily oil production of S65 unit

圖7 S65單元日產(chǎn)水量擬合曲線Fig.7 Fitting curve of daily water production of S65 unit

圖8 TK435井日產(chǎn)油擬合曲線Fig.8 Fitting curve of daily oil production of well TK435

圖9 TK435井日產(chǎn)水?dāng)M合曲線Fig.9 Fitting curve of daily water production of well TK435

圖10 S65井日產(chǎn)油擬合曲線Fig.10 Fitting curve of daily oil production of well S65

圖11 S65井日產(chǎn)水?dāng)M合曲線Fig.11 Fitting curve of daily Water production of well S65

(1)天然能量開發(fā)階段

1999.9—2005.1,油田開發(fā)早期，靠天然能量開采，流線顯示流體以短距離和在大斷裂中運(yùn)移為主，底水驅(qū)替發(fā)揮主要作用，儲(chǔ)集體中含油飽和度較高，見圖12(a)。

(2)注水階段

從2005.1—2012.2是注水階段，從流線可以明顯看出，由于注水的驅(qū)替作用，注水井周圍的含油飽和度明顯降低，注入水主要沿高滲流通道運(yùn)移，底水驅(qū)替為主，同時(shí)注入水也發(fā)揮了一定的驅(qū)替作用，見圖12(b)。

(3)強(qiáng)化注水階段

2012.3—2018.1是強(qiáng)化注水階段，注水井周圍已形成明顯的優(yōu)勢(shì)通道，注入水主要在優(yōu)勢(shì)通道中運(yùn)動(dòng)，底水驅(qū)替為主，注入水的驅(qū)替作用更明顯，形成了優(yōu)勢(shì)通道，注入水的利用率降低，見圖12(c)。

4 剩余油分布特征

用流線模擬技術(shù)不僅清楚地模擬了地下流體油水的流動(dòng)軌跡，而且對(duì)剩余油的分布也進(jìn)行了定量的準(zhǔn)確描述和評(píng)價(jià)。因?yàn)榭p洞型油藏非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)集體類型多，孔隙體積差異大。雖然含油飽和度相同，但是剩余油體積差異很大，評(píng)價(jià)縫洞型油藏潛力區(qū)，僅僅用含油飽和度已經(jīng)不能準(zhǔn)確表征剩余油的富集程度，必須結(jié)合剩余油體積分布，才能完整描述剩余油潛力區(qū)。每個(gè)網(wǎng)格的剩余油體積等于每個(gè)網(wǎng)格的剩余油飽和度、孔隙度、網(wǎng)格體積的乘積。

S65單元剩余油平面上主要分布在構(gòu)造高部位、單元邊部及注采不完善區(qū)[7]，縱向上主要分布在油藏中部的30～60層，圖13～圖16分別為第1、20、40、51層的含油飽和度、剩余油體積和儲(chǔ)集體分布。

圖12 S65單元不同開發(fā)階段末的流線圖Fig.12 Streamline diagrams of S65 unit at the end of different development stages

從剖面上看，剩余油主要分布在井間和單元邊部，井間剩余油主要有高導(dǎo)流通道屏蔽的剩余油和殘丘剩余油[8]，見圖17。

對(duì)比儲(chǔ)集體類型分布與剩余油體積分布，發(fā)現(xiàn)溶洞和暗河剩余油最多，是主要的剩余油挖潛對(duì)象，見圖18(a)和18(b)。

為了明確剩余油挖掘潛力，給出了不同儲(chǔ)集體的剩余油體積分布，見圖19～圖22。計(jì)算了S65單元不同儲(chǔ)集體原始地質(zhì)儲(chǔ)量、采出油量、剩余油量和采出程度，見表1?？梢娛Ｓ嘤蛢?chǔ)量主要集中在暗河、溶洞、溶孔，斷裂最少。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潛對(duì)象。

由于溶洞和暗河主要發(fā)育在40～60模擬層，因此40～60模擬層的暗河和溶洞中的剩余油體積最富集，是主要的挖潛目標(biāo)。

圖13 第1層剩余油飽和度、剩余油體積和儲(chǔ)集體分布對(duì)比Fig.13 Remaining oil saturation, remaining oil volume and reservoir body distribution of layer 1

圖14 第21層剩余油飽和度、剩余油體積和儲(chǔ)集體分布對(duì)比Fig.14 Remaining oil saturation, remaining oil volume and reservoir body distribution of layer 21

圖15 第40層剩余油飽和度、剩余油體積和儲(chǔ)集體分布對(duì)比Fig.15 Remaining oil saturation, remaining oil volume and reservoir body distribution of layer 40

圖16 第51層的剩余油飽和度、剩余油體積和儲(chǔ)集體類型對(duì)比Fig.16 Remaining oil saturation, remaining oil volume and reservoir body distribution of layer 51

圖17 井組剖面剩余油飽和度分布Fig.17 Distribution of remaining oil saturation in well group profile

圖18 過TK447、TK461、TK435井剖面儲(chǔ)集體類型分布和剩余油體積分布對(duì)比Fig.18 Comparison of remaining oil volume with reservoir body distribution on the profile through wells TK447, TK461 and TK435

圖19 暗河中剩余油體積分布Fig.19 Volume distribution of remaining oil

圖20 孤立溶洞中剩余油體積分布Fig.20 Volume distribution in under ground river of remaining oil in isolated karst cave

圖21 溶蝕孔洞中剩余油體積分布Fig.21 Volume distribution of remaining oil in dissolution voids

圖22 大尺度裂縫中剩余油體積分布Fig.22 Volume distribution of remaining oil in large size fracture

表1 不同儲(chǔ)集體內(nèi)剩余地質(zhì)儲(chǔ)量及采出程度Tab.1 Remaining geological reserves and recovery degree of different reservoir bodies

5 結(jié) 論

(1)流線模擬器對(duì)縫洞型油藏能較好地進(jìn)行模擬，速度快，不受網(wǎng)格大小的影響；很好地反映不同開發(fā)階段剩余油飽和度分布特征和水驅(qū)油狀況。

(2)剩余油平面上主要分布在構(gòu)造高部位、溶洞頂部、高導(dǎo)流通道屏蔽區(qū)及注采不完善區(qū)。縱向上，由于底水沿著高角度裂縫逐漸上移，使下部水驅(qū)作用和水洗效果突出，而中上部水驅(qū)程度低，剩余油主要分布在油藏中上部。

(3)就儲(chǔ)集體而言，剩余儲(chǔ)量主要集中在暗河、溶洞、溶孔中，斷裂最少。因溶孔分布較分散，暗河和溶洞比較集中，因此，溶洞和暗河是主要的剩余油挖潛對(duì)象。