大型多層砂巖油田高含水后期數(shù)值模擬關(guān)鍵技術(shù)

摘要：K油田為一大型多層砂巖油田，30年的注水開發(fā)，由于局部注采井網(wǎng)不完善和儲層非均質(zhì)性強(qiáng)等開發(fā)矛盾，剩余油分布呈整體分散、局部富集特征。為了精細(xì)刻畫各層的剩余油分布，水動力模型既要保證網(wǎng)格精度，也要保證模型的擬合質(zhì)量，有必要開展大型多層砂巖油田高含水后期數(shù)值模擬關(guān)鍵技術(shù)探索，該套技術(shù)對同類多層砂巖油田高含水后期的數(shù)值模擬具有一定借鑒意義。

關(guān)鍵詞：大型多層砂巖油田;變飽和度場;自適應(yīng)擬合;局部網(wǎng)格動態(tài)加密;優(yōu)勢剩余儲量豐度;

K油田含油面積105km2，石油地質(zhì)儲量6.47×108t。含油氣目的層為中、上侏羅統(tǒng)和下白堊統(tǒng)底部，共劃分為11個砂巖組24個小層。構(gòu)造形態(tài)整體是沿著緯度方向伸展的26.7×9.5Km的背斜構(gòu)造，北陡南緩，被21條斷層分割成20個斷塊。至2018年底，油井2096口，日產(chǎn)液12.49×104 m3/d，日產(chǎn)油1.09×104t/d，綜合含水91.5%，累計產(chǎn)油1.56×108t，采出程度24.1%;注水井736口，日注水13.04×104m3/d，累計注水9.37×108m3，累積注采比1.22。

1 開發(fā)矛盾

1.1 局部注采井網(wǎng)不完善

油田整體注采井?dāng)?shù)比1：2.85，其中Ю-5C層最高為1：2.17，Ю-Ⅵ層最低為1：5.56。

1.2 儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，層間動用不均

K油田屬大型多層砂巖油田，儲層層內(nèi)、層間、平面均有較強(qiáng)的非均質(zhì)性。層內(nèi)滲透率變異系數(shù)大于1.02，層間滲透率變異系數(shù)大于0.9;平面滲透率突進(jìn)系數(shù)大于5.03;經(jīng)過30多年的注水沖刷，再加上構(gòu)造和儲層非均質(zhì)性的雙重影響，各層動用不均，綜合考慮平面和縱向動用程度，油田平均動用程度為47.3%，其中Ю-I層最高為48.8%，Ю-5C層最低為33.2%。

2 高含水后期數(shù)值模擬關(guān)鍵技術(shù)研究

K油田目前處于 “雙高”遞減開發(fā)階段，剩余油分布呈現(xiàn)高度分散、局部富集的特點。為了精細(xì)刻畫各層的剩余油分布，水動力模型既要保證網(wǎng)格精度，也要保證模型的擬合質(zhì)量，有必要開展大型多層砂巖油田高含水后期數(shù)值模擬關(guān)鍵技術(shù)探索。

2.1?利用J函數(shù)建立流體變飽和度場模型

將K油田巖芯實驗測量的毛管壓力曲線轉(zhuǎn)換成J函數(shù)，再根據(jù)多元統(tǒng)計得到的J與含水飽和度之間的關(guān)系，按不同的孔隙度和滲透率計算相應(yīng)的毛管壓力和相應(yīng)的油柱高度，最后再多元統(tǒng)計回歸得到含水飽和度和孔隙度、滲透率及油柱高度之間的關(guān)系，建立起流體變飽和度場模型[1]，使每個節(jié)點的流體飽和度值均不同，更準(zhǔn)確地反映油藏原始狀態(tài)下實際的流體飽和度分布情況。

2.2 大規(guī)模角點網(wǎng)格模型自適應(yīng)歷史擬合

引入計算機(jī)軟件Enable輔助歷史擬合，與Eclipse軟件結(jié)合實現(xiàn)大規(guī)模角點網(wǎng)格模型自適應(yīng)歷史擬合[2]。設(shè)置可修改變量Modifier，使得參數(shù)的修正處于合理范圍之內(nèi)。在Scoping Runs模塊中，同時運(yùn)行多個模擬方案，并保存多個運(yùn)行結(jié)果，方便對擬合結(jié)果進(jìn)行對比分析。設(shè)置歷史擬合點控制油藏整體參數(shù)和單井的擬合時間段，通過設(shè)置容差確定單個參數(shù)單步計算的可變范圍。K油田的水動力模型，應(yīng)用大規(guī)模角點網(wǎng)格模型自適應(yīng)歷史擬合技術(shù)，共進(jìn)行3434井次歷史擬合計算，擬合結(jié)果達(dá)到優(yōu)秀2858井次，良好309井次，二者合計占到總擬合井次的92.2%。

2.3 局部網(wǎng)格動態(tài)加密

對于大型多層砂巖油田高含水后期的數(shù)值模擬，網(wǎng)格的數(shù)量是決定模型收斂程度和運(yùn)算速度的關(guān)鍵因素之一。采用粗網(wǎng)格，網(wǎng)格數(shù)少，水驅(qū)油前緣比較模糊，剩余油分布描繪存在較大的誤差;采用細(xì)網(wǎng)格，水驅(qū)油前緣比較細(xì)致，大量的網(wǎng)格使模型的收斂程度變差，計算耗時長;參照Peter H及李建芳等人提出的化學(xué)驅(qū)前緣的加密標(biāo)準(zhǔn)[3]，根據(jù)高含水期油藏含水率及含水飽和度高的特性，考慮毛細(xì)管壓力和重力，建立以含水率及含水飽和度為判斷準(zhǔn)則的局部網(wǎng)格動態(tài)加密[4]，應(yīng)用于K油田的水動力模型數(shù)值模擬中，使用動態(tài)網(wǎng)格既能清晰地認(rèn)識水驅(qū)油前緣剩余油飽和度分布位置，也能使CPU運(yùn)算時間比細(xì)網(wǎng)格減少80%。

2.4 引入優(yōu)勢剩余儲量豐度區(qū)定量表征剩余油

通常數(shù)值模擬表征剩余油儲量分布的常規(guī)方法有剩余油儲量豐度和剩余油可采儲量豐度。剩余油儲量豐度是單位面積上的剩余油儲量;剩余油可采儲量豐度是單位面積上的剩余油可采儲量。這兩種方法只反映了平面上剩余油儲量分布，沒有反映剩余油的流動能力[5]。油藏中油水分流能力隨含水飽和度呈非線性變化，這種非線性關(guān)系體現(xiàn)在不同含油飽和度下的油水相對滲透率關(guān)系曲線中，優(yōu)勢剩余油儲量豐度定義為剩余油的分流能力與剩余油儲量豐度的乘積[6]。

根據(jù)K油田根據(jù)卡拉姆卡斯各層系油水相滲曲線數(shù)據(jù)以及油水相粘度可以得到各層系的優(yōu)勢剩余油儲量豐度公式，在Eclipse軟件中結(jié)合地質(zhì)模型參數(shù)以及模擬時間結(jié)束時的剩余油飽和度，可以計算得到各層的優(yōu)勢剩余油儲量豐度。

3 結(jié)論

（1）利用J函數(shù)建立流體變飽和度場模型，每個節(jié)點的流體飽和度值均不同，更準(zhǔn)確地反映油藏原始狀態(tài)下實際的流體飽和度分布情況;

（2）應(yīng)用大規(guī)模角點網(wǎng)格模型自適應(yīng)歷史擬合技術(shù)，K油田的水動力模型歷史擬合計算3434井次，有92.2%的擬合結(jié)果達(dá)到優(yōu)秀或良好;

（3）使用局部網(wǎng)格動態(tài)加密，既能清晰地認(rèn)識水驅(qū)油前緣剩余油飽和度分布位置，也能使CPU運(yùn)算時間比細(xì)網(wǎng)格減少80%;

（4）優(yōu)勢剩余油儲量豐度，能準(zhǔn)確地表征高含水油藏剩余油的分布狀況。

參考文獻(xiàn)：

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[3] 李建芳;袁士義;朱杰;等.化學(xué)驅(qū)驅(qū)替前緣動態(tài)追蹤數(shù)值模擬技術(shù)[J].石油勘探與開發(fā);2004;31（增刊）：55-58.

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作者簡介：

張安迪（1988-），女，工程師，2011年畢業(yè)于大連外國語學(xué)院俄英復(fù)語專業(yè)，主要從事油氣田開發(fā)地質(zhì)研究兼專業(yè)俄語翻譯工作。