劉 穎

（中國(guó)石油大學(xué)勝利學(xué)院 信息與計(jì)算科學(xué)系，山東 東營(yíng)257000）

邊水作用突出的油藏，在開(kāi)發(fā)初期利用邊水能量開(kāi)采，由于邊水推進(jìn)，導(dǎo)致部分位于邊部的油井含水率上升較快，油井進(jìn)入高含水階段。邊水對(duì)油藏的開(kāi)發(fā)既有利，也有弊，邊水的侵入補(bǔ)充了地層能量，但也造成油井過(guò)早水淹，影響開(kāi)發(fā)效果［1］。目前新北油田開(kāi)發(fā)過(guò)程存在的主要突出問(wèn)題是：由于邊水推進(jìn)，部分油井水淹，油藏剩余油分布與開(kāi)發(fā)方案初期油水分布對(duì)比變化較大，剩余油富集區(qū)的注采井網(wǎng)有待進(jìn)一步完善，注水政策有待進(jìn)一步優(yōu)化。為提高產(chǎn)能，須進(jìn)一步加深對(duì)油藏的認(rèn)識(shí)，編制調(diào)整開(kāi)發(fā)方案，對(duì)油藏的數(shù)模建模一體化進(jìn)行研究。

1 研究區(qū)概況

新北油田位于墾東凸起向樁東凹陷傾沒(méi)的斜坡部位，墾東34區(qū)塊為新北油氣田主要的含油氣構(gòu)造之一，館上段為該區(qū)塊主要的含油氣段，縱向劃分為6個(gè)砂層組28個(gè)小層，含油面積6.4km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量688.3×104t。

墾東館上段油層發(fā)育是在構(gòu)造背景上受巖性控制的油藏，縱向上具有多套油氣水系統(tǒng)，儲(chǔ)層為曲流河沉積的高孔高滲疏松砂巖，原油性質(zhì)較好，油藏為正常溫度壓力系統(tǒng)，油藏類型為高孔高滲、常溫常壓、巖性－構(gòu)造層狀油藏。

墾東34區(qū)塊有油井13口，水井8口，氣井5口。除少數(shù)注水井投入試注外，區(qū)塊未進(jìn)入全面注水開(kāi)發(fā)，主要依靠天然能量開(kāi)發(fā)。日產(chǎn)液961t，日產(chǎn)油356t，綜合含水率62.8%。累積產(chǎn)油84.82×104t，采油速度1.9%，采出程度12.3%，具有較大的開(kāi)發(fā)潛力。

2 三維地質(zhì)模型建立

建立三維地質(zhì)模型，可以精細(xì)描述油田地質(zhì)狀況，便于后期的量化研究［2］。本次建模采用Direct軟件（數(shù)字化油藏表征軟件系統(tǒng)），利用已有的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)和三維地震數(shù)據(jù)等資料，建立研究區(qū)的三圍地質(zhì)模型。在建模初期，突出前期的數(shù)據(jù)檢查、基礎(chǔ)地質(zhì)研究以及油藏精細(xì)描述。建模過(guò)程中強(qiáng)化“建模數(shù)模一體化”理念，大幅度提高模型質(zhì)量。

2.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)的檢測(cè)

基礎(chǔ)數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性是三維地質(zhì)建模的關(guān)鍵?；A(chǔ)數(shù)據(jù)完善之后，首要做的就是數(shù)據(jù)的檢查，數(shù)據(jù)的異常值或錯(cuò)誤會(huì)直接影響整個(gè)模型的質(zhì)量。在本次研究中重點(diǎn)檢測(cè)了幾個(gè)重點(diǎn)參數(shù)：砂層與測(cè)井曲線深度是否匹配，砂層厚度、有效厚度是否合理，聲波時(shí)差曲線質(zhì)量以及測(cè)井解釋的合理性等。建模過(guò)程中將基礎(chǔ)數(shù)據(jù)、成果數(shù)據(jù)、模型數(shù)據(jù)一體化管理，保證了各個(gè)環(huán)節(jié)數(shù)據(jù)的一致性、完整性和約束性。

2.2 等時(shí)地層格架建立

在單井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)準(zhǔn)確、齊全、一致的基礎(chǔ)上，建立符合曲流河“二元結(jié)構(gòu)”的等時(shí)地層格架是模型建立的關(guān)鍵。由于選取的研究區(qū)為海上油田，區(qū)域內(nèi)井距大，井網(wǎng)密度較小，在建模過(guò)程中采取了三級(jí)控制，確保地層格架的準(zhǔn)確性。

建立典型井剖面，典型井位置適中、地層齊全、具有較全的巖心錄井和測(cè)井資料，由此它建立油田綜合柱狀剖面，確定對(duì)比標(biāo)志，建立巖性和電性關(guān)系圖版。然后，建立過(guò)典型井的骨架剖面，從骨架剖面向兩側(cè)建立輔助剖面以控制全區(qū)，檢查格架劃分的正確性。根據(jù)探井骨架繪制構(gòu)造圖，檢查探井骨架剖面閉合的準(zhǔn)確性。最后，以骨架剖面上的井做控制，向四周井做放射井網(wǎng)剖面對(duì)比。地層格架建立的準(zhǔn)確性可以通過(guò)全區(qū)井的構(gòu)造剖面來(lái)校正檢查。

2.3 相控參數(shù)平面分布

相控參數(shù)平面分布是建模的核心，變差函數(shù)的主變程、次變程大小及方向要服從地質(zhì)認(rèn)識(shí)。首先，檢查聲波時(shí)差曲線質(zhì)量，對(duì)不合理的異常值要剔除；其次，統(tǒng)計(jì)各層各相每一物性參數(shù)的概率分布特征，通過(guò)改變?yōu)V波條件，記錄每一物性各層各相的變差函數(shù)和高斯變換結(jié)果。最后，利用Direct軟件內(nèi)置計(jì)算功能對(duì)孔隙度、滲透率進(jìn)行截?cái)啵中臃謥喯嗫刂茀?shù)的插值，做出相控參數(shù)平面分布圖，自動(dòng)表征與手動(dòng)編輯相結(jié)合，使用屬性刷修改孔隙度等，使其符合地質(zhì)實(shí)際情況（見(jiàn)圖1）。

圖1 墾東34塊各小層沉積微相分布

2.4 相控參數(shù)建模

模型共包含34口井，工區(qū)面積6.4km2，墾東34區(qū)塊現(xiàn)有井距為300～500m，斷層沿北東走向，地層向北東方向傾覆，地層比較平緩，只有2°。含油井段地層厚度90m左右，最小砂層厚度2.5m。墾東34區(qū)塊由于斷塊小，不進(jìn)行旋轉(zhuǎn)，正東方向?yàn)镮方向，正北方向?yàn)镴方向；平面網(wǎng)格步長(zhǎng)30和30 m；縱向網(wǎng)格厚度0.5m?？偩W(wǎng)格個(gè)數(shù)149×138×80＝1 644 960個(gè)。

3 一體化數(shù)值模擬

根據(jù)研究區(qū)的區(qū)域地質(zhì)特點(diǎn)及布井方式，將精細(xì)地質(zhì)模型粗化成模擬模型，在平面上采取均勻步長(zhǎng)，網(wǎng)格步長(zhǎng)為50和50m。同時(shí)還考慮井點(diǎn)的分布，使每一井點(diǎn)位于不同的節(jié)點(diǎn)內(nèi)，并保證井之間至少相隔1個(gè)網(wǎng)格以降低井間直接干擾。在縱向上，根據(jù)各層儲(chǔ)層厚度采用不等距網(wǎng)格，共劃分36個(gè)小層。模擬區(qū)域總網(wǎng)格數(shù)為89×83×36＝265 932個(gè)。

墾東34區(qū)塊含油面積較小，平面非均質(zhì)性不強(qiáng)，數(shù)值模擬模型建立時(shí)未對(duì)流體性質(zhì)及巖石屬性細(xì)分，采用一個(gè)PVT（高溫高壓參數(shù)）分區(qū)及相滲分區(qū)；同時(shí)由于該區(qū)塊油水關(guān)系較復(fù)雜，具多套油水系統(tǒng)，本次模擬根據(jù)區(qū)塊主要油水界面，設(shè)置了4個(gè)平衡區(qū)。

3.1 儲(chǔ)量擬合

為了確保模型的準(zhǔn)確性和正常運(yùn)算，必須對(duì)建立的模型進(jìn)行綜合檢查，主要包括數(shù)據(jù)檢查和平衡性檢查兩個(gè)方面，在模型達(dá)到較好的物質(zhì)平衡后，即可進(jìn)行儲(chǔ)量擬合，儲(chǔ)量擬合是生產(chǎn)歷史擬合的基礎(chǔ)［3］。墾東34區(qū)塊初始模型儲(chǔ)量擬合與上報(bào)地質(zhì)儲(chǔ)量差別較大，與上報(bào)儲(chǔ)量對(duì)比認(rèn)為，油藏儲(chǔ)量主要受有效厚度、孔隙度和飽和度的影響，孔隙度一般來(lái)源于儲(chǔ)層參數(shù)的精細(xì)解釋，在保證聲波時(shí)差曲線質(zhì)量的基礎(chǔ)上，進(jìn)行孔隙度計(jì)算，具有較好的可信度。有效厚度由巖心分析、測(cè)井解釋等綜合研究確定，比較準(zhǔn)確。分析儲(chǔ)量存在差別的原因主要是初始含油飽和度。上報(bào)探明儲(chǔ)量初始含油飽和度由測(cè)井解釋結(jié)果計(jì)算而來(lái)，取值0.58～0.62，而數(shù)值模擬初始含油飽和度取自相滲曲線，由于相對(duì)滲透率曲線飽和度端點(diǎn)是在巖心尺度下的實(shí)驗(yàn)室測(cè)定的，往往與測(cè)井結(jié)果不一致，需要進(jìn)行適合于油藏條件下的轉(zhuǎn)換。將轉(zhuǎn)換后的飽和度端點(diǎn)值應(yīng)用于相滲曲線重新計(jì)算儲(chǔ)量，歷史擬合計(jì)算的地質(zhì)儲(chǔ)量為583×104t，模擬區(qū)儲(chǔ)量580×104t，與模擬區(qū)相對(duì)誤差0.5%，擬合儲(chǔ)量與地質(zhì)模型靜態(tài)儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果達(dá)到了比較滿意的吻合程度。

3.2 歷史擬合

3.2.1 地質(zhì)再認(rèn)識(shí)提高模型精度

海上油田的特點(diǎn)決定了井不能很多，因此，地質(zhì)模型的準(zhǔn)確性需要根據(jù)動(dòng)態(tài)描述進(jìn)行補(bǔ)充。根據(jù)原地質(zhì)認(rèn)識(shí)，KD34井生產(chǎn)層與注水井KD34A－3井注水層相對(duì)應(yīng)，兩井之間具有較好的一采一注對(duì)應(yīng)關(guān)系，初始模型計(jì)算結(jié)果也顯示KD34井受注水影響含水上升較快。但實(shí)際生產(chǎn)資料顯示KD34井含水率未超過(guò)20%，且注水井KD34A－3井在Ng24層吸水狀況較差。為此，重新進(jìn)行了地質(zhì)認(rèn)識(shí)。計(jì)算結(jié)果表明，Ng24層存在兩期河道沉積，KD34井及KD34A－3井的生產(chǎn)層及注水層位分別位于兩期河道的上下層，并未形成有效的注采對(duì)應(yīng)關(guān)系。據(jù)此對(duì)模型進(jìn)行了修正，修正后的模型擬合效果較好，模型更加可靠。

3.2.2 動(dòng)態(tài)認(rèn)識(shí)約束參數(shù)調(diào)整

在歷史擬合過(guò)程中，對(duì)地質(zhì)模型的優(yōu)化和完善應(yīng)結(jié)合擬合結(jié)果、油藏動(dòng)態(tài)分析以及地質(zhì)認(rèn)識(shí)，對(duì)比分析計(jì)算值與實(shí)際值的誤差，發(fā)現(xiàn)動(dòng)靜態(tài)模型之間的矛盾，返回到地質(zhì)建模過(guò)程中進(jìn)行修改完善［4］。以KD34B—2井的含水率擬合為例。該井位于斷層附近，構(gòu)造位置較高，且距離邊水較遠(yuǎn)，模擬計(jì)算顯示見(jiàn)水時(shí)間較晚。但KD34B－2井實(shí)際生產(chǎn)見(jiàn)水時(shí)間早于區(qū)塊內(nèi)部較低部位的KD34A－7井。通過(guò)動(dòng)態(tài)分析認(rèn)為，KD34B－2井主力生產(chǎn)層位Ng21小層邊水能量較充足，由于該井投產(chǎn)時(shí)間早，當(dāng)時(shí)油藏尚未進(jìn)行注水開(kāi)發(fā)，含水率上升主要受邊水的影響，雖然該井距離邊水較遠(yuǎn)，但處于斷層附近，水線沿?cái)鄬痈邼B透帶突進(jìn)到KD34B－2井，造成該井見(jiàn)水。計(jì)算含水率低可能是由于模型邊水能量弱、水侵能力差及斷層附近的高滲透帶未在地質(zhì)模型中得到反應(yīng)等原因。因此，通過(guò)增加水體大小、修改水侵系數(shù)及局部傳導(dǎo)率的方式，重新修正模型并進(jìn)行模擬運(yùn)算，較好地?cái)M合了KD34B－2井含水率的變化，準(zhǔn)確地描述了Ng21層邊水的能量。

3.2.3 歷史擬合結(jié)果

工區(qū)范圍內(nèi)共有21口井，擬合生產(chǎn)時(shí)間選擇從2011年9月至2013年12月，歷史擬合時(shí)，給定產(chǎn)液量擬合其他生產(chǎn)指標(biāo)。墾東34區(qū)塊受海產(chǎn)生產(chǎn)限制，測(cè)壓井點(diǎn)及數(shù)據(jù)較少，且代表性不強(qiáng)，因此壓力擬合以擬合趨勢(shì)為主，重點(diǎn)擬合產(chǎn)油、產(chǎn)水等參數(shù)，同時(shí)參考有限流壓資料，保證流壓計(jì)算值在合理范圍之內(nèi)。本次歷史擬合按照先整體后局部、先區(qū)塊后單井、先壓力后產(chǎn)量的擬合原則，對(duì)區(qū)塊共20口油水井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行精確擬合，再現(xiàn)油田開(kāi)發(fā)歷程，優(yōu)化完善地質(zhì)模型。全區(qū)含水率擬合誤差小于5%，產(chǎn)液量擬合誤差小于1%。建立在區(qū)塊整體擬合基礎(chǔ)上的單井動(dòng)態(tài)擬合以局部調(diào)整儲(chǔ)層的滲透率、油水相對(duì)滲透率關(guān)系為主要手段，擬合油井20口，滿足擬合精度要求的油井18口，符合率達(dá)90%。這表明所建立的地質(zhì)模型是可靠的，可以作為開(kāi)發(fā)方案模擬預(yù)測(cè)的基礎(chǔ)。

3.3 水淹狀況及剩余油分布規(guī)律

根據(jù)油藏?cái)?shù)值模擬與剩余油分布規(guī)律［5］，結(jié)合前期油田數(shù)據(jù)資料和歷史擬合情況，數(shù)值模擬預(yù)測(cè)結(jié)果顯示，目前墾東34井區(qū)剩余儲(chǔ)量較多，調(diào)整潛力大。剩余油連片分布，截至擬合期末，墾東34井區(qū)館上段綜合含水率62.8%，采出程度12.3%，平均剩余油飽和度0.67；含油飽和度分級(jí)統(tǒng)計(jì)顯示，飽和度小于0.4的占6.3%，飽和度0.4～0.5的占6%，飽和度0.5～0.6的占12%，飽和度大于0.6的占75.7%。表明油藏開(kāi)發(fā)時(shí)間較短，除注水井近井地帶或斷層附近高滲帶邊水突進(jìn)水淹較嚴(yán)重外，其它區(qū)域水淹較弱，大部分區(qū)域基本未被水波及，部分區(qū)域仍處于原始狀態(tài)，這些區(qū)域是本次井網(wǎng)優(yōu)化的主要目標(biāo)區(qū)。

4 注水技術(shù)政策優(yōu)化

4.1 注采井網(wǎng)優(yōu)化

根據(jù)該區(qū)域的數(shù)模計(jì)算結(jié)果：油藏水油體積比為15，地層壓力下降幅度不大，說(shuō)明油藏具有一定的天然能量，目前已有井因含水過(guò)高而計(jì)劃關(guān)井。為抑制邊水推進(jìn)，一方面油藏應(yīng)注水開(kāi)發(fā)，即時(shí)補(bǔ)充能量，另一方面，應(yīng)優(yōu)化注采井網(wǎng)，防止邊水突進(jìn)，抑制油井含水上升速度，提高水驅(qū)波及面積。

墾東34區(qū)塊初步開(kāi)發(fā)方案以“邊部＋點(diǎn)狀”的注采井網(wǎng)部署原則設(shè)計(jì)注采井網(wǎng)，油藏投產(chǎn)1a后，優(yōu)先轉(zhuǎn)注了構(gòu)造高部位油井KD34A－3及KD34B－3。根據(jù)此次數(shù)模結(jié)果，沿?cái)鄬痈浇途驯贿吽?，剩余油分布與開(kāi)發(fā)方案初期油水分布對(duì)比發(fā)生一定變化。為提高墾東34井區(qū)水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果，在剩余油富集區(qū)優(yōu)化完善注采井網(wǎng)，增加多向受效油井，達(dá)到注采平衡，重新制定了注采井網(wǎng)，并與原方案進(jìn)行對(duì)比。方案一是按原注采井網(wǎng)轉(zhuǎn)注；方案二是在邊水已經(jīng)推進(jìn)區(qū)域設(shè)計(jì)2口轉(zhuǎn)注井，與邊水形成對(duì)頂，達(dá)到抑制邊水效果。

兩個(gè)方案指標(biāo)預(yù)測(cè)結(jié)果顯示，方案二的水驅(qū)波及面積明顯大于方案一，方案二比方案一累積產(chǎn)油多4×104t，且方案二轉(zhuǎn)注初期產(chǎn)量影響較小，生產(chǎn)過(guò)程中產(chǎn)量遞減慢，對(duì)區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)開(kāi)發(fā)效果顯著（圖2、圖3）。

圖2 不同注采井網(wǎng)累積產(chǎn)油變化

圖3 不同注采井網(wǎng)日產(chǎn)油能力變化

4.2 轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)確定

由于注水工程滯后，區(qū)塊不能按原方案及時(shí)轉(zhuǎn)注，墾東34區(qū)塊初步開(kāi)發(fā)方案認(rèn)為區(qū)塊天然能量不足，應(yīng)立足早期注水。但從區(qū)塊投產(chǎn)后生產(chǎn)情況看，油藏具有一定的邊底水，根據(jù)測(cè)壓統(tǒng)計(jì)結(jié)果看，地層壓力下降幅度不大，基本在1.5MPa左右，通過(guò)數(shù)模模擬計(jì)算水體倍數(shù)約為15倍，說(shuō)明油藏天然能量較充足，油藏應(yīng)可適當(dāng)延長(zhǎng)轉(zhuǎn)注開(kāi)發(fā)時(shí)間。為了確定合理轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)，利用已有模型，設(shè)計(jì)了二個(gè)轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)方案：方案三為立即轉(zhuǎn)注，方案四是延長(zhǎng)1a轉(zhuǎn)注。從指標(biāo)預(yù)測(cè)結(jié)果看，相同采出程度下方案四含水率較低，且延緩一年轉(zhuǎn)注可多產(chǎn)油2.5×104t，即節(jié)約了注水資金，又增加了產(chǎn)油，經(jīng)濟(jì)效果顯著。從方案實(shí)施后的實(shí)際生產(chǎn)情況分析，延緩轉(zhuǎn)注并沒(méi)有造成地層能量大幅下降，轉(zhuǎn)注前平均單井液量平穩(wěn)，從而印證了方案的可靠性（圖4、圖5）。

圖4 不同注水時(shí)機(jī)累積產(chǎn)油對(duì)比

圖5 不同注水時(shí)機(jī)采出程度變化

4.3 合理注采比確定

墾東34井區(qū)轉(zhuǎn)入注水開(kāi)發(fā)后，油井含水率會(huì)逐漸上升，造成油藏產(chǎn)量逐年遞減。一般來(lái)說(shuō)，注采比不平衡是含水率上升的主要影響因素。由于注水井位于油水邊緣，注采比過(guò)大，將會(huì)造成內(nèi)部井快速水淹，注采比過(guò)小，將與邊水不能形成對(duì)頂，起不到抑制邊水作用。在對(duì)模型跟蹤擬合的基礎(chǔ)上，選用0.6、0.8、1.0和1.2等4個(gè)不同的注采比方案，同時(shí)用生產(chǎn)壓差、最大采液量及最大注水壓力等指標(biāo)進(jìn)行控制，分別計(jì)算了今后十年的開(kāi)發(fā)指標(biāo)，并對(duì)年產(chǎn)油、累積產(chǎn)油、年度含水率、年產(chǎn)水等指標(biāo)進(jìn)行對(duì)比。當(dāng)注采比超過(guò)0.8時(shí)，油藏含水率上升較快，累積產(chǎn)油量減少。注采比為0.8時(shí)的方案與注采比為1.2時(shí)的方案相比，10a的累積產(chǎn)油量增加2.7×104t，但注采比小于0.8后對(duì)累積產(chǎn)油量的影響不大（圖6）。根據(jù)模擬期末地層壓力的情況分析，注采比為0.6～0.8時(shí)的地層壓力在泡點(diǎn)壓力附近，生產(chǎn)比較合理，故建議墾東34井區(qū)采用0.6～0.8的注采比注水開(kāi)發(fā)。

圖6 不同注采比累積產(chǎn)油變化曲線

5 實(shí)施效果

目前，該區(qū)域的研究成果已在墾東34油藏開(kāi)發(fā)調(diào)整方案中得到了應(yīng)用，并取得了較好的開(kāi)發(fā)效果。自調(diào)整方案實(shí)施以來(lái)，轉(zhuǎn)注油井3口，注采對(duì)應(yīng)率由50%上升到84%，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度由40%上升到74%，自然遞減率由25.2%下降至14.6%，含水上升率由8.8%下降到5.5%，開(kāi)發(fā)效果明顯。

6 結(jié)論

通過(guò)利用數(shù)模建模一體化技術(shù)，不但可以準(zhǔn)確描述油田區(qū)塊的地質(zhì)狀況，進(jìn)行一些量化評(píng)價(jià)工作，而且還可以利用該技術(shù)通過(guò)網(wǎng)格數(shù)據(jù)的粗化對(duì)接、生產(chǎn)數(shù)據(jù)的歷史擬合，相對(duì)準(zhǔn)確地掌握油田水淹狀況及油田的剩余油分布狀況等，能夠?qū)τ吞镒⑺_(kāi)發(fā)政策調(diào)整涉及到的一些參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，如注采井網(wǎng)、轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)、合理注采比等重要數(shù)據(jù)。也可以通過(guò)該技術(shù)進(jìn)行開(kāi)發(fā)效果的預(yù)測(cè)，為油田開(kāi)發(fā)調(diào)整方案的決策提供依據(jù)。

［1］劉慧卿.油藏?cái)?shù)值模擬方法專題［M］.東營(yíng)：石油大學(xué)出版社，2001：164－196.

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