黃有泉，周志軍，劉志軍，向傳剛，黃澤明

（1.中國石油大慶油田有限責任公司第五采油廠，黑龍江大慶163513；2.東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶163318；3.中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶163712；4.中國石油大慶油田有限責任公司第一采油廠，黑龍江大慶163001）

油氣田開發(fā)程度的提高很大程度上得益于油藏數(shù)值模擬技術的發(fā)展［1-2］。油藏數(shù)值模擬計算模型包括黑油模型、裂縫模型、組分模型、相態(tài)計算模型、熱采模型、聚合物驅(qū)模型、復合驅(qū)模型、氣藏模型和多功能模型等，在開發(fā)中依據(jù)不同的地層條件，使用不同的軟件模型，使得油藏數(shù)值模擬能夠更大程度地貼近油藏實際。

葡南三斷塊位于松遼盆地中央坳陷大慶長垣二級構造帶南部葡萄花三級構造向南延伸部分，為東高西低、中部高、南北低的構造油藏，主要目的層為葡Ⅰ組，共劃分為11個小層，埋深為950～1 000 m，油層為一套細砂巖與灰綠色粉砂質(zhì)泥巖組合，以三角洲內(nèi)前緣亞相沉積為主。葡南三斷塊于1983年投入開發(fā)，目前已進入特高含水期開發(fā)階段，隨著水驅(qū)開發(fā)時間的不斷增加，油田開發(fā)中存在的問題越來越突出，主要表現(xiàn)在：①剩余油在平面和縱向上高度分散，水驅(qū)油效果差異較大；②各套層系井網(wǎng)間的含水率基本接近，層系間注水結(jié)構調(diào)整的針對性較差；③受長期注水的影響，開發(fā)層內(nèi)存在低效、無效循環(huán)，老井措施效果逐年變差；④新井措施效果變差，增加可采儲量減少，儲采失衡日趨嚴重。上述問題主要是長期注水沖刷，導致儲層物性、流體性質(zhì)和油藏巖石相對滲透率發(fā)生變化所致。

由于受常規(guī)油藏數(shù)值模擬方法的精度所限，不能精確刻畫油水運動規(guī)律和剩余油分布，且常規(guī)油藏數(shù)值模擬時未能考慮儲層物性參數(shù)變化和相對滲透率曲線動態(tài)變化，同時模擬時水井為籠統(tǒng)注水，故對剩余油的定量描述已不能適應特高含水期開發(fā)階段精細開發(fā)的需求，因此必須對特高含水期提高油藏數(shù)值模擬精度的方法進行探索。

1 油藏數(shù)值模擬精度的影響因素

儲層描述精度 油藏數(shù)值模擬研究的基礎是建立能精確反映儲層地質(zhì)特征的儲層地質(zhì)模型［3-6］，但在建立儲層地質(zhì)模型的過程中，由于受到許多不確定因素的影響，儲層地質(zhì)模型會出現(xiàn)多解性，這是影響油藏數(shù)值模擬精度的主要因素。另外，目前大慶油區(qū)已整體進入了特高含水期開發(fā)階段，長期的注水沖刷作用導致儲層物性發(fā)生明顯變化，使得剩余油分布更加復雜［7-9］，而常規(guī)油藏數(shù)值模擬方法未考慮到儲層物性參數(shù)時變現(xiàn)象，這在一定程度上也會影響特高含水期油藏數(shù)值模擬的精度。

相對滲透率曲線選取 油藏的相對滲透率不僅能夠反映儲層流體的滲流特征，也是影響油田含水率的重要因素［10-11］。在進行油藏數(shù)值模擬時，不同的網(wǎng)格、不同的油藏參數(shù)應該選擇相應的相對滲透率曲線，但是還沒有公認的、通用的選擇標準。有些學者通過對油田所有相對滲透率曲線進行歸一化處理，用一條平均效應的相對滲透率曲線來表征［11］；有些學者則采取不同沉積相帶選取相應的相對滲透率曲線［6］；有些學者則根據(jù)不同儲層的物性分布選取相應的相對滲透率曲線［12］。因此，油藏數(shù)值模擬結(jié)果的準確性與模擬人員的經(jīng)驗密切相關，相對滲透率曲線選取標準不同，導致最終所得到的剩余油分布結(jié)果也不盡相同。

動態(tài)數(shù)據(jù)精確性 油藏數(shù)值模擬模型動態(tài)擬合的主要依據(jù)是油田生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，由于人為因素和某些特殊原因的影響，導致動態(tài)數(shù)據(jù)不準確，在歷史擬合時，將會使模擬結(jié)果偏離實際生產(chǎn)狀況，導致油藏數(shù)值模擬精度下降。另外，在動態(tài)歷史數(shù)據(jù)整合過程中，一般的注水井數(shù)據(jù)都是由全井的注水數(shù)據(jù)來整合的。在常規(guī)油藏數(shù)值模擬過程中等同于籠統(tǒng)注水，與現(xiàn)場采用分層注水不符，從而影響了油藏數(shù)值模擬的精度。

網(wǎng)格精度 在建立三維地質(zhì)模型時，為了精確描述油藏特征，網(wǎng)格剖分時多選用小尺度網(wǎng)格。但在進行油藏數(shù)值模擬時，由于工作站存儲能力及運行速度有限，因此，網(wǎng)格要進行粗化處理。在建模后期網(wǎng)格粗化過程中，會模糊處理儲層非均質(zhì)性，從而影響了油藏數(shù)值模擬的精度。

2 提高油藏數(shù)值模擬精度對策

2.1 分階段油藏數(shù)值模擬

經(jīng)過長時間的注水開發(fā)，儲層物性和流體性質(zhì)變化較大。因此，在油藏數(shù)值模擬時，應該將開發(fā)過程劃分為不同階段進行模擬，綜合考慮儲層物性及流體性質(zhì)的變化。分階段油藏數(shù)值模擬，就是將一個長時間的油藏開發(fā)階段，根據(jù)重大開發(fā)方案調(diào)整的時期（如加密井網(wǎng)、調(diào)整注采系統(tǒng)）或開發(fā)階段（如產(chǎn)量上升階段、穩(wěn)產(chǎn)階段、下降階段）等原則劃分成不同的模擬階段，采用分階段建立地質(zhì)模型及數(shù)值模型的思路，綜合考慮了長時間注水開發(fā)過程中儲層物性和流體性質(zhì)的變化，使模擬結(jié)果更能符合油田開發(fā)實際［13-14］。分階段數(shù)值模擬一般分為3段：①中、低含水階段模擬。根據(jù)油藏靜態(tài)和動態(tài)資料，建立該階段相對應的油藏地質(zhì)及數(shù)值模型，并對該階段的生產(chǎn)動態(tài)指標進行歷史擬合，直到擬合結(jié)果符合預期要求，并將歷史擬合后的油藏模型輸出作為中、低含水階段的最終模型。②高含水上升階段模擬。以中、低含水階段的最終模型為基礎，綜合考慮儲層物性、流體性質(zhì)及油水分布規(guī)律等的變化，針對該階段生產(chǎn)動態(tài)指標進行擬合。將歷史擬合結(jié)果符合預期要求的油藏模型輸出作為該階段的最終模型。③高含水調(diào)整階段模擬。該階段模型以高含水上升階段模型為基礎，只針對該階段動態(tài)數(shù)據(jù)進行擬合，并輸出符合擬合精度的模型作為最終模型。分階段油藏數(shù)值模擬一方面綜合考慮了油田開發(fā)過程中儲層物性和流體性質(zhì)的變化，可更加準確地描述油藏；另一方面又可縮短模擬運行的時間，穩(wěn)定性較好，提高了工作效率。

2.2 優(yōu)化油藏數(shù)值模擬啟動方法

2.2.1 初始化啟動方法概述

在油藏數(shù)值模擬過程中，模型初始化包括初始壓力場和初始飽和度場的分布計算。模型初始化啟動有2種方法：①平衡啟動方法，即通過為模型提供油水界面及油水（氣）界面處參考壓力來計算初始壓力場和飽和度場分布。對于兩相黑油模型來說，初始壓力場計算是基于輸入的油水界面、油和水的地面密度及其參考壓力，根據(jù)重力分異的原則來計算；初始飽和度場計算是基于相對滲透率曲線、毛管壓力曲線及壓力分布來計算。若模型中有多個油水界面，可以通過平衡分區(qū)來處理。②非平衡啟動法，一般采用枚舉法。枚舉法是顯式定義各個網(wǎng)格初始飽和度和壓力分布的方法。初始飽和度場可以通過三維地質(zhì)建模依靠測井解釋數(shù)據(jù)隨機模擬得到，初始壓力場則根據(jù)油藏原始壓力及模型深度插值得到。

2.2.2 初始化啟動方法優(yōu)化

任何一種啟動方法都有其特定的適用性和局限性。平衡啟動方法沒有考慮油藏描述中對于油水分布特征的描述，不太適用于油水分布復雜的油藏，而且初始化計算得到的初始飽和度模型與測井解釋得到的飽和度差別較大。而非平衡啟動枚舉法容易造成初始飽和度模型的不平衡，即初始飽和度模型中網(wǎng)格間存在流體流動，故一般不采用。

葡南三斷塊葡萄花油層為窄薄砂體油層，油藏精細描述結(jié)果認為在構造主體部位存在統(tǒng)一的油水界面，而測井解釋結(jié)果則表明，區(qū)塊的邊部存在油水過渡帶，油水界面并不是統(tǒng)一的。因此，在油藏數(shù)值模擬中，應該首先優(yōu)選平衡啟動方法。為了能夠利用測井解釋的飽和度分布數(shù)據(jù)，將平衡啟動方法進行了改動，采用毛管壓力標定的平衡啟動方法，即在初始化過程中，給定一個模糊的油水界面及界面處參考壓力，但是在初始屬性場的分布上，又硬性給定每個網(wǎng)格的飽和度分布，并通過給定的毛管壓力曲線，來平衡每個網(wǎng)格的流體流動，即使相鄰網(wǎng)格含水飽和度存在差異，也會根據(jù)毛管壓力曲線和參考壓力點數(shù)據(jù)自動進行插值以得到每個網(wǎng)格上的毛管壓力，使初始網(wǎng)格間壓力保持平衡，該方法克服了平衡啟動方法和非平衡啟動枚舉法兩者的局限性。

在分階段歷史擬合過程中，由于只有初始時間步的網(wǎng)格間流體流動是平衡的，因此，根據(jù)啟動方法的適應性，第1個階段的初始化啟動采用毛管壓力標定平衡啟動，后續(xù)階段的初始化啟動采用枚舉法啟動。

2.3 相對滲透率曲線的處理

通常采用3種方法處理油水相對滲透率曲線：①歸一化法。對研究區(qū)塊所有有代表性的相對滲透率曲線進行歸一化處理，求取一條表征整個儲層的平均相對滲透率曲線。②分區(qū)處理法。根據(jù)儲層物性或沉積相帶的不同賦予不同的相對滲透率曲線。③端點值標定法。對模型不同網(wǎng)格處的相對滲透率曲線進行標定，進而可以充分表征儲層的非均質(zhì)性和體現(xiàn)不同網(wǎng)格油水飽和度的分布特征。

在常規(guī)歷史擬合過程中，無論歸一化、分區(qū)處理還是端點標定，相對滲透率曲線都是固定不變的，而在分階段歷史擬合過程中，由于歷史擬合過程具有階段可分性，因此在數(shù)值模擬模型建立過程中，可選取不同的相對滲透率曲線。也就是說，在中、低含水期可以用中、低含水期的相對滲透率曲線，在特高含水期則用特高含水期的相對滲透率曲線。同理，根據(jù)端點值隨注入水的變化特征，不同時期也可以賦予不同的相對滲透率曲線。

2.4 特高含水期網(wǎng)格尺度的處理

油藏數(shù)值模型是通過三維網(wǎng)格模型來表征儲層物性在地下的分布，在資料允許的條件下，雖然網(wǎng)格步長越小，油藏的非均質(zhì)性體現(xiàn)得越精確［15］，但若網(wǎng)格步長過小，將不能準確表征儲層物性在地下的分布特征，且節(jié)點數(shù)也就越多，這將大大增加模型的運行時間，因此，在資料和分辨率允許的條件下，選取的網(wǎng)格步長只要能夠展示目前的資料覆蓋和分辨程度即可［16］。

而油田在特高含水期，由于注入水的長期沖刷作用，部分井區(qū)在主流線部位的滲流特征更加明顯，表現(xiàn)為主流線方向的注入水快速推進，因網(wǎng)格步長較大的模型無法表現(xiàn)這一特征，故將網(wǎng)格步長進一步縮小以提高數(shù)值模擬的精度。

由圖1可見：當網(wǎng)格步長小于30 m×30 m時，運行時間將大大延長；當網(wǎng)格步長大于30 m×30 m時，運行時間縮短很多。因此在分階段歷史擬合過程中，建議初始階段采用步長為50 m×50 m的網(wǎng)格，特高含水期開發(fā)階段采用步長為30 m×30 m的網(wǎng)格。

圖1 油藏數(shù)值模型網(wǎng)格步長與運行時間的關系

2.5 注水井分層注水方法

在未進行分層注水擬合的油藏數(shù)值模擬中，分注井與常規(guī)井一樣，均處理成一口井。模擬采用定產(chǎn)求壓的方法，即限定每口井所有射孔層段的總注水量，各層段的注水量由數(shù)值模擬軟件通過計算進行劈分［17］，總注水量是準確的，但在各個層段分配的注水量則不能保證準確，主要表現(xiàn)在層段注水量的模擬結(jié)果與實測資料存在明顯誤差，而且歷史擬合中只擬合全模擬區(qū)和單井指標，不擬合單井層段和單井射孔層的指標。

注水井分層注水的目的是為減緩油層層間干擾，提高油層動用狀況，分層注水對剩余油分布狀況影響較大。葡南三斷塊采用的是分層注水方式，使用封隔器將注水井封隔為幾個層段，數(shù)值模擬時將每一口實鉆井分成若干個虛擬井，其井位均與實鉆井相同，而射孔層分別對應一個注水層段，虛擬井的注水量根據(jù)層段的實測資料進行劈分。通過分層注水方法即可實現(xiàn)對整個開采歷史注水井的分層井自調(diào)、重分層及籠統(tǒng)改分層等方案的調(diào)整。

3 常規(guī)與分階段油藏數(shù)值模擬方法結(jié)果對比

計算時間 常規(guī)油藏數(shù)值模擬運行時間為1.8 h，分階段油藏數(shù)值模擬3個階段的運行時間分別為0.6，0.1和0.75 h，合計1.45 h，比常規(guī)油藏數(shù)值模擬方法節(jié)省了0.35 h，主要是由于分階段油藏數(shù)值模擬考慮了儲層物性參數(shù)的變化，大大增強了模型的穩(wěn)定性，從而節(jié)省了模型的運行時間。

擬合精度 常規(guī)和分階段油藏數(shù)值模擬的擬合率分別為81.4%和90.5%，后者較前者提高了9.1%。這是因為：分階段油藏數(shù)值模擬在不同階段采用了不同的三維地質(zhì)模型，物性參數(shù)發(fā)生改變，使得全部時間段的擬合狀況均接近實際生產(chǎn)狀況，尤其在高含水調(diào)整階段，其模擬結(jié)果比常規(guī)油藏數(shù)值模擬結(jié)果更精確，更接近油田實際開采情況。

儲層動用狀況 通過對比不同有效厚度下儲層動用狀況（表1）發(fā)現(xiàn)：當有效厚度為1～2 m時，常規(guī)和分階段油藏數(shù)值模擬方法計算的儲層動用狀況分別為71.0%和78.2%，而實測值為79.8%，說明分階段模擬結(jié)果與實測值更接近；其他有效厚度區(qū)間也具有類似規(guī)律。這是因為：分階段模擬與常規(guī)模擬過程不同，分階段模擬采用分層注水方法，針對不同層位進行注水，使得儲層動用狀況與常規(guī)模擬的動用狀況不同。

表1 不同油藏數(shù)值模擬方法與實測值儲層動用對比 %

特高含水期剩余油飽和度場 對比常規(guī)與分階段油藏數(shù)值模擬擬合得到的剩余油飽和度分布（圖2）可見，分階段油藏數(shù)值模擬對特高含水期開發(fā)階段分散的剩余油分布刻畫得更為精確，常規(guī)油藏數(shù)值模擬結(jié)果顯示為成片的剩余油，但在分階段油藏數(shù)值模擬結(jié)果中，剩余油零散分布，高度分散，使調(diào)整措施更具有針對性。

圖2 葡南三斷塊不同油藏數(shù)值模擬方法剩余油分布對比

4 結(jié)束語

采用優(yōu)化的油藏數(shù)值模擬啟動方法、不同階段相對滲透率曲線、不同階段網(wǎng)格步長及注水井分層注水等方法，可以提高特高含水期油藏數(shù)值模擬的精度。經(jīng)歷長時間的注水開發(fā)，儲層物性和流體性質(zhì)發(fā)生了較大變化，采用分階段數(shù)值模擬方法，可以更好地表征儲層物性的變化與剩余油分布之間關系，明確影響剩余油分布的主控因素，為儲層高效開發(fā)提供理論基礎。

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