油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)在“三場(chǎng)”調(diào)整中的應(yīng)用

1、油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)在“三場(chǎng)”調(diào)整中的應(yīng)用一一以勝坨油田二區(qū)沙二9-10單元為例王麗霞王本哲張俊陳坤林趙麗娟（勝利采油廠地質(zhì)研宂所）摘要：木文以二ix沙二9-10砂組為調(diào)整ix，圍繞大幅度提高水驅(qū)采收率，應(yīng)用 油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，開(kāi)展“流場(chǎng)、飽和度場(chǎng)、壓力場(chǎng)”研宄，探索出以“均衡開(kāi) 發(fā)、高效開(kāi)發(fā)”為核心理念的矢量開(kāi)發(fā)調(diào)整技術(shù)，包括兩大子技術(shù)系列，一是以 飽和度場(chǎng)分布特點(diǎn)為基礎(chǔ)的“人網(wǎng)套小網(wǎng)”矢量井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)系列，二是以流場(chǎng)、 壓力場(chǎng)分布特點(diǎn)為基礎(chǔ)的“控強(qiáng)扶弱”均衡開(kāi)發(fā)技術(shù)系列，取得了明顯效果。該 論文的研究，為特高含水老油田穩(wěn)液、控水、調(diào)結(jié)構(gòu)工作提供借鑒。關(guān)鍵字：特高含水?dāng)?shù)值模擬三場(chǎng)勝坨油田含油面積

2、84.83km2,地質(zhì)儲(chǔ)量4.72x 108t,采收率40.85%,采出程 度38.2%。歷經(jīng)47年的開(kāi)發(fā)，0前己進(jìn)入近極限含水開(kāi)發(fā)階段，綜合含水達(dá)到 95.72%。受儲(chǔ)層非均質(zhì)性、井網(wǎng)方式、注采不均衡等影響，儲(chǔ)層動(dòng)用狀況差異大， 剩余油分布復(fù)雜，產(chǎn)液結(jié)構(gòu)不優(yōu)化。2010年以來(lái)，選擇典型單元二區(qū)沙二9-10 砂層組作為先導(dǎo)試驗(yàn)單元，開(kāi)展了 “流場(chǎng)、飽和度場(chǎng)、壓力場(chǎng)”調(diào)整研宄。勝二區(qū)沙二9-10單元位于勝坨油田東部穹隆背斜構(gòu)造的西南翼，是一個(gè)北 部和東部被斷層切割，西南部與邊水相連的扇形斷塊油藏。單元含汕面積2.5km2, 地質(zhì)儲(chǔ)量355x 104t?？v向上分為2個(gè)砂層組，8個(gè)含油小層，其中92

3、、103、105 為大面積分布的主力層。儲(chǔ)層為三角洲前緣亞相及前三角洲亞相沉積，主要微相 類(lèi)型有河口壩主體、河口壩側(cè)緣、席狀砂、遠(yuǎn)砂壩以及前三角洲泥等。單元而臨 的開(kāi)發(fā)矛盾主要有：（1）層間干擾嚴(yán)重，一套井網(wǎng)開(kāi)發(fā)，層間動(dòng)用狀況極不均衡; （2）規(guī)則化的井網(wǎng)、井距對(duì)平面上的矢量特征不適應(yīng)；（3）產(chǎn)液結(jié)構(gòu)不合理， 矢量化配產(chǎn)配注難以實(shí)現(xiàn)。1、油藏?cái)?shù)值模擬研究本次數(shù)值模擬利用petrel建模軟件建立該塊的靜態(tài)模型，選用了三維兩 相黑油模型，用eclipse軟件建立其動(dòng)態(tài)模型。1.1靜態(tài)模型建立根據(jù)油藏構(gòu)造、地層變化特點(diǎn)和研宄的需要，建立全區(qū)數(shù)值模擬網(wǎng)格模型。 本次研究的目的層為沙二9-10砂層組的7

4、個(gè)小層，即：91、92、102、io3、104、105、 106,縱向上分為23個(gè)網(wǎng)格，其中隔夾層數(shù)6個(gè)，模擬層17個(gè)。平面網(wǎng)格步長(zhǎng)： 25mx25m,網(wǎng)格規(guī)模：128x93x23=27.38萬(wàn)。1.2流體模型及動(dòng)態(tài)模型流體模型：根據(jù)試驗(yàn)錄取的高壓物性資料，流體特性參數(shù)表現(xiàn)為：原油壓縮 系數(shù)8.0x1（t5mpad，地層水壓縮系數(shù)4.0x10'5 mpa人巖石壓縮系數(shù)4.0x w4 mpa-1,飽和壓力11.2 mpa,原油體積系數(shù)1.2,原油粘度22.5mpa.s。通過(guò)分析 本塊多塊若樣相滲實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，獲得油水相對(duì)滲透率曲線。動(dòng)態(tài)模型：沙二9-10砂層組自1966年5月投產(chǎn)至2010年

5、6月，共投產(chǎn)油水井84 口，利用現(xiàn)場(chǎng)收集的月度數(shù)據(jù)與射孔資料，在eclips的schedule模塊中生成 每月一個(gè)時(shí)間步的動(dòng)態(tài)模型。1.3歷史擬合歷史擬合是在計(jì)算機(jī)上重現(xiàn)油藏開(kāi)發(fā)歷史的過(guò)程，是對(duì)油藏地質(zhì)、開(kāi)發(fā)歷程 所作出的正確分析。通過(guò)反復(fù)地調(diào)整參數(shù)，修正靜態(tài)模型，從全汕藏到汕層再到 單井，對(duì)壓力、含水等參數(shù)進(jìn)行擬合，使模擬模型更接近油藏實(shí)際地質(zhì)情況，更 準(zhǔn)確的反映地下油、氣、水的分布規(guī)律。擬合的過(guò)程也是對(duì)油藏不斷認(rèn)識(shí)的過(guò)程。1.3.1開(kāi)發(fā)指標(biāo)擬合區(qū)塊指標(biāo)擬合：區(qū)塊累產(chǎn)油量指標(biāo)擬合是動(dòng)態(tài)歷史擬合的基礎(chǔ)，它從總體上 控制動(dòng)態(tài)模型的變化規(guī)律，而且能從宏觀上評(píng)價(jià)地質(zhì)模型的合理性、科學(xué)性。按 照油井定

6、液生產(chǎn)的原則，得到累產(chǎn)油量擬合曲線和含水?dāng)M合曲線（圖1、圖2）。圖1單元累產(chǎn)油擬合曲線圖2單元含水?dāng)M合曲線1.3. 3單井指標(biāo)擬合單井指標(biāo)擬合主要是單井含水率擬合。主要方法是在注采對(duì)應(yīng)率分析的基礎(chǔ) 上，明確油井的注水受效方向，通過(guò)調(diào)節(jié)局網(wǎng)格的傳導(dǎo)率以及對(duì)相滲曲線進(jìn)行端 點(diǎn)標(biāo)定，達(dá)到擬合單井含水的s的。90%以上的井達(dá)到了較高的擬合要求。2、剩余油分布規(guī)律研究沙二9-10砂層組s前綜合含水96.2%,受儲(chǔ)層非均質(zhì)性以及注采井網(wǎng)等因 素的影響，平面上、縱向上各油層開(kāi)采狀況存在較大差異，目前仍有一部分低含 水油層（或井區(qū)）儲(chǔ)量采出程度較低，在現(xiàn)井網(wǎng)基礎(chǔ)上無(wú)法挖掘這部分潸力。單 元目前采出程度32.2

7、%,預(yù)測(cè)采收率為43.8%,具有進(jìn)一步提高采收率的基礎(chǔ)。 2.1層間剩余油分布狀況數(shù)值模擬研究表明，沙二9砂層組由于儲(chǔ)量動(dòng)用較差，剩余油飽和度相對(duì) 較高，一般為40%-55%之間，潛力較大，沙二10砂層組油層剩余油飽和度相對(duì) 較低，一般在30%-45%之間。從分層采出狀況分析，沙二9砂層組采出程度低， 剩余油潛力大；沙二10砂層組采出程度較高，剩余油潛力相對(duì)較差，其中沙二 9砂層組目前累計(jì)采油31.34x 104t,采出程度僅為22.55%,剩余地質(zhì)儲(chǔ)量107 x 104t；沙二10砂層組累計(jì)采油83.03 x104t,采出程度為38.44%,剩余地質(zhì)儲(chǔ) 量 240.6x104“2.2平面剩余

8、油分布狀況根據(jù)數(shù)值模擬研宄分析，沙二9砂組總體含水較低,剩余油飽和度相對(duì)較高， 剩余油飽和度一般為40%-55%之間，潛力較大。但平而上儲(chǔ)量動(dòng)用仍有差異， 井網(wǎng)控制差的屮部井區(qū)、邊部井區(qū)以及斷層附近剩余油富集，油層剩余油飽和度 達(dá)55%以上。沙二10砂層組汕層剩余油飽和度相對(duì)較低，剩余油飽和度一般為 30%-45%之間，但平面上儲(chǔ)量動(dòng)用有差異，井網(wǎng)控制差的東南部、丙北部井區(qū)以 及斷層附近剩余油潸力較大，油層剩余油飽和度可達(dá)50%以上。圖3沙二91層含汕飽和度圖閣4沙二103層含油飽和度圖3、數(shù)值模擬技術(shù)在“三場(chǎng)”調(diào)整中的應(yīng)用利用汕藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，幵展“流場(chǎng)、飽和度場(chǎng)、壓力場(chǎng)”研究，對(duì)矢量井 網(wǎng)

9、井距、提液時(shí)機(jī)、單井配產(chǎn)配注方案進(jìn)行優(yōu)化。3.1基于飽和度場(chǎng)分布特征的矢量井網(wǎng)方式研究(1) 10砂組主力層系井網(wǎng)抽稀優(yōu)化物性好、高滲層經(jīng)過(guò)多年幵采，水己經(jīng)形成固定水流通道，主流線上驅(qū)替較 好，非主流線部位剩余汕飽和度較高。井網(wǎng)抽稀后，液流方向改變，新注水井的 主流線改走原井網(wǎng)的分流線，能有效驅(qū)動(dòng)原井網(wǎng)分流線滯留ix內(nèi)剩余油(圖5、 圖6)。閣5井網(wǎng)抽稀前流線圖閣6井網(wǎng)抽稀后流線閣沙二10砂組方案設(shè)計(jì)：方案1:油水井距260m，油井距300m；方案2:汕水井距320m,汕井距360m;方案3:油水井距380m，油井距420m。通過(guò)數(shù)模論證，方案2階段采出程度高，汕水井?dāng)?shù)適中，因此采用方案2 做

10、為試驗(yàn)方案井距。圖7沙二10不同井距采出程度關(guān)系曲線(2) 9砂組非主力層系井網(wǎng)加密優(yōu)化非主力層由于儲(chǔ)層物性較差，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，導(dǎo)致注入水驅(qū)替不均勻，部分 區(qū)域由于水驅(qū)控制不到形成剩余油。井網(wǎng)加密后，井距減小，驅(qū)替壓力梯度增加， 滲流阻力減小，使原井網(wǎng)無(wú)法控制的剩余汕被有效驅(qū)動(dòng)，采出程度增加。沙二9砂組方案設(shè)計(jì)：方案1:油水井排距250m,油井間距125m。方案2:油水井排距250m,汕井距200m。方案3:油水井排距250m,油井距275m。數(shù)模計(jì)算結(jié)果顯示：隨著井距的增大采出程度減小，方案2比方案1少8 口井，而釆出程度接近，因此釆用方案2做為試驗(yàn)方案井距(圖8)。 »輔吻狐，圖

11、8沙二9不同井距采山程度關(guān)系曲線3.2基于流場(chǎng)、壓力場(chǎng)分布特征的“控強(qiáng)扶弱”均衡開(kāi)發(fā)技術(shù)在井網(wǎng)井距不變的情況下，產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整是調(diào)控平面流場(chǎng)的有效手段。在充 分考慮儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)和剩余汕分布特征的基礎(chǔ)上，合理優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，達(dá)到均衡驅(qū)替 的目的。在論證合理地層壓力保持水平基礎(chǔ)上，對(duì)沙二9、10層系設(shè)計(jì)恢復(fù)壓力、均 衡注采兩個(gè)階段不同單井產(chǎn)液量方案，第一階段：恢復(fù)地層壓力，9、10層系各 設(shè)計(jì)方案3套；第二階段：矢量均衡注采，9、10層系各設(shè)計(jì)方案4套。應(yīng)用油 藏?cái)?shù)值模擬方法對(duì)多套方案進(jìn)行優(yōu)選。表1合理壓力保持水平的數(shù)模研究結(jié)果表單元鬥前狀況壓力保持水 平mpa含水98%時(shí)采出狀況地層壓力mpa單井產(chǎn) 液

12、t/d念水率%注采比采出程度%地層壓力 mpa穩(wěn)定注采比采收率沙二911.91386. 80. 4522. 511110. 97534. 211.511. 50. 98634. 9h前壓力11. 90. 98834. 612. 512. 50. 98935. 113. 513. 50. 9935. 814140. 99335. 2沙二1013. 58396. 80. 8138. 112. 512. 50. 97344. 113130. 97744. 7u前壓力13. 50. 9844. 514140. 98244. 815150. 98545. 316160. 98744. 9高采收率（表1）

13、。第一階段：恢復(fù)地層壓力設(shè)計(jì)1年吋間地層壓力恢復(fù)至合理水平，根據(jù)單井配產(chǎn)配注9砂組設(shè)計(jì)平均 單井液量為28、48、64,注采比為1.4。數(shù)模結(jié)果表明，單井產(chǎn)液量為48t/d時(shí), 采出程度最高（圖9，表2）。表2沙二9平均單井產(chǎn)液量與采出程度表方案平均單井液量（t/d）采出程度方案一2831.7方案二4833.2方案三6432.9圖9 9砂組第一階段方案二設(shè)計(jì)液量柱狀圖第二階段：矢量均衡注釆矢量注采主耍是提部分相對(duì)低采出程度液量，控制相對(duì)高采出程度液量，根 據(jù)單井配產(chǎn)配注9砂組設(shè)計(jì)平均單井液量為35、55、65、75,注采比0.99，數(shù) 模結(jié)果表明，單井產(chǎn)液量為55t/d時(shí)，采出程度最高（圖2-

14、28,表2-8）。方案平均單井液量（l7d）采出程度方案一3531.6方案二5534.8方案三6532.7方案四7532.9表2-8沙二9平均單并產(chǎn)液量與采出程度表<110m310m' 液量注水景灑韻麵麵繒禱籌i 菌冊(cè)'i=5s:« i?:sss:ss;禱雌，釀 囑|鼸麵驄瓢鼇ufllfll w «鬌扇綱|鰣禱瓣«!麯禱霧鰣籌« >»靄國(guó)u鶼篡鬌霉 瓢*ssskssssssssssss，遍ih翻:冊(cè)班o 350 5270閣10 9砂組第二階段方案二設(shè)計(jì)液量柱狀閣4、實(shí)施效果(1) 單元注采對(duì)應(yīng)率和水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度大幅

15、提高通過(guò)調(diào)整，單元注采對(duì)應(yīng)率由調(diào)整前的78.5%上升至目前的100%，單向?qū)?應(yīng)率由57.73%下降至22.31%,雙向注采對(duì)應(yīng)率由13.57%上升至55.43%，三向 注采對(duì)應(yīng)率由7.2%上升至20.22%。儲(chǔ)量動(dòng)用程度由82.9%上升至97.4%。(2) 開(kāi)發(fā)效果好轉(zhuǎn)，基本實(shí)現(xiàn)“穩(wěn)液、控水、調(diào)結(jié)構(gòu)”調(diào)整后，單元油井開(kāi)井?dāng)?shù)增加3 口，水井開(kāi)井?dāng)?shù)增加6 口，液量下降341.3m3, 油量增加6.5t,含水下降2.95%，液面回升473m，注水量增加398m3。其巾沙二 9層系投注精細(xì)過(guò)濾水后，注水狀況果改善，層系能量持續(xù)恢復(fù)，液量穩(wěn)中有升， 口產(chǎn)油能力由調(diào)整前的13.4t上升至23.8t,綜合

16、含水k降1.7%,動(dòng)液面恢復(fù)558m; 沙二10層系含水和采出程度較高，調(diào)整后高含水產(chǎn)液量得到控制，含水下降 0.37%,動(dòng)液面恢復(fù)575m。(3) 単元遞減明顯減緩，米收率提高5.15%遞減率由13.05%降至6.23%,采收率由34.65%提高至39.80%,提高采收率 5.15%,增加可采儲(chǔ)量18.3萬(wàn)噸。5、結(jié)束語(yǔ)1、開(kāi)展了矢量化井網(wǎng)調(diào)整方式研允，提出了“大網(wǎng)套小網(wǎng)”調(diào)整模式，主 力層抽稀優(yōu)化，改變液流方向；非主力層井網(wǎng)加密優(yōu)化，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度。2、開(kāi)展了矢量產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整優(yōu)化研究，利用數(shù)模技術(shù)，對(duì)單井配產(chǎn)配注方 案進(jìn)行優(yōu)化，提高部分相對(duì)低采出程度液量，控制相對(duì)高采出程度液量，逐步實(shí) 現(xiàn)均衡開(kāi)發(fā)。3、首次提出了矢量開(kāi)發(fā)的概念，明確了矢量開(kāi)發(fā)的理念、原則，同時(shí)形成 了矢量開(kāi)發(fā)的三大核心技術(shù)，為特高含水老油田持續(xù)穩(wěn)定開(kāi)發(fā)探索出新