运用数字模拟技术研究飞雁滩埕126-斜1
块剩余油
刘大鹏1，郭学1，苏红红1，杨红敏1 ，徐磊1，王玲1
（1.中石化胜利油田分公司 河口采油厂，山东 东营 257200）
摘要：飞雁滩油田埕126-斜1块属于中高渗透边水粉-细砂岩岩性构造油藏，开发中存在储量控制程度低，油水井斜度大，易出砂，含水上升快的问题。针对存在问题，应用油藏数值模拟技术，在储层建模和动态历史拟合基础上，研究埕126-斜1块平面上和纵向上的剩余油分布规律，为飞雁滩油田下一步开发方案的调整提供了有力依据。
关键词：飞雁滩油田 剩余油分布 油藏数值模拟 历史拟合
1 油藏数值模拟的方法及原理
油藏数值模拟是一门以油田地质学和渗流力学为基础，以油藏数值模拟为手段，研究油气田开发设计和工程分析方法的高度综合的技术学科。它综合应用地球物理、油藏地质学、油层物理、渗流理论和采油工程等方面的成果以及所提供的信息资料，对油藏开发方案进行设计和评价，以及应用这种预测结果提出相应的技术措施，以获得最大的经济采收率。
通过建立数学模型来研究油藏的物理性质及流体的流动规律,其基本原理立足于渗流力学、数理方法及计算方法,以工程软件的形式出现,是油田开发研究的重要工具。油藏数值模拟的基本步骤是:建立油藏地质模型→生产历史拟合→生产动态预测→以图表的形式输出预测结果[1]。
在油田开发中,对于进入开采中、后期油藏剩余油分布的研究是十分必要的,而油藏数值模拟技术是预测剩余油分布的重要手段之一,它是在油藏建模的基础上,通过生产历史拟合,再现从投产到当前的全部生产过程,从而可得到油藏目前剩余油饱和度的分布状况,并根据剩余油分布及生产情况,进行开发方案的调整[2]。
2 油藏概况
埕126-斜1块位于山东省东营市河口区黄河故道入海口附近，含油面积1.3km,有效厚度5.5米，构造位置处于渤中坳陷埕北凹陷的南斜坡，发育于飞雁滩鼻状构造的背景上，是飞雁滩鼻状构造向北延伸的一部分。飞雁滩鼻状构造的轴线呈北东走向、向北倾没于埕北凹陷，构造东翼较陡，地层倾角0.3°西翼较缓，地层倾角0.1°，埕126-斜1块西高东低，西陡东缓，其长轴近北东向，是受岩性控制的单斜构造。南与飞雁滩埕130块相邻。含油层系为上第三系上馆陶组河流相地层沉积。自下而上发育的地层有中生界、下地三系的沙三段、
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沙二段、沙一段、东营组、上第三系的馆陶组和明化镇组以及第四系的平原组地层。上馆陶组以14+5层为主力油层，油藏埋深在1290-1340米，兼顾17层，上馆陶组下部地层以低弯度的曲流河河道沉积为主，向上泥岩逐渐发育，以泥包砂为主。为粉细砂岩及细砂岩，泥质胶结，砂岩成熟度低，磨圆棱-次棱，分选中等，有效孔隙度平均35%，空气渗透率为3107*10-3μm2。原油密度0.947g/cm3，粘度420mpa.s，凝固点-5 ℃。总矿化度4000 mg/l，水 型为NaHCO3，原始地层压力12.431MPa ,压力梯度0.9431；油层温度55℃，地温梯度2.7℃/100m，属常压常温系统。地质储量194*104t。
3 数值模拟技术的应用
飞雁滩油田埕126-斜1块于2001年9月投入开发，经历了天然能量开采阶段，注水开采阶段，将要进行开发调整阶段。截止2013年6月，整个区块的日产量已由投产初期的106t/d，降至目前的41t/d,区块综合含水达82%，地质储量采出程度仅8.15%。鉴于目前这种高含水、高递减、低采出程度的状况，运用DIRECT建模软件和ECLIPSE数模软件，开展以油藏地质再认识和精细油藏描述为基础，以动态资料及动态分析为依据的建模数模一体化工作，对该块主力开采层Ng145.16.17层进行了剩余油分布的研究，为该块下一步的调整，挖潜提供有力依据。
3.1 地质模型的建立
3.1.1 网格划分
采用角点网格来建立适用于飞雁滩油田埕126-斜1块油藏模型。平面上网格步长为25*25，纵向沿层划分为10个网格,为了精确的模拟泥岩对流体渗流的阻隔作用，把泥岩也作为一个模拟层。将主力层Ng145层分别刻画细分为Ng141、Ng142和Ng15层，其中Ng142层作为Ng14和Ng15的夹层刻画，模型中的网格节点数为：150*117*10，共175500个网格。 3.1.2 刻画夹层分布，建立构造模型
利用隔夹层、韵律段研究成果，建立精细地层格架模型。首先采用井点储层厚度和隔夹层厚度做成“厚度面”，以井点的小层数据为基础，根据精细油藏描述成果绘制顶部构造图，在每个小层的构造顶面上，逐层叠加厚度面，得到相应小层顶底构造，建立三维构造模型。（图1）
图1 飞雁滩馆陶埕126-斜1块三维构造模型
3.1.3 建立地层属性模型
一般属性模拟在沉积相的控制下模拟，该区由于储层发育饭碗较小，属于窄河道砂体沉积沉积相带单一，故采用单一窄河道沉积相控建模，而是根据地质解释的单井砂泥数据，通过人机交互进行物性差值随机模拟，建立砂体模型。通过数据统计分析，进行适当的数学变换，建立合理的变差函数，在砂体模型的约束下，通过人机交互进行随机模拟，建立三维孔隙度、渗透率模型，它们共同组成油藏储层的物性模型。（图2）
图2 飞雁滩馆陶埕126-斜1块渗透率模型二维显示
3.2 数模模型的建立
在地质模型已经确定油藏顶部埋深、油层有效厚度、空隙度、渗透率及静毛比的静态参数场的基础上，在没有该块取芯资料的前提下，通过借用飞雁滩油田其它相邻区块取芯井的高压物性资料和油水相对渗透率曲线，对油藏进行数字模型建立。 3.2.1 历史拟合
飞雁滩油田埕126-斜1块于2001年9月投入开发，,为了使所建的模型既能真实可靠地反映油田的生产历史,又能节约运行模拟的时间,以月度为单位输入生产动态数据，通过ECLIPSE数模软件中的SCHDULE 模块，建立起油藏的动态模型，对储量、压力、区块累积指标、含水率等指标进行拟合，根据拟合情况，对地质模型，储层参数再进行反复调整，以得到更为准确的地质模型。
地质储量拟合：飞雁滩油田埕126-斜1块馆陶1砂组油藏，结合三维地震资料及测井资料，运用油藏描述手段得到孔、渗、饱、油层厚度等静态参数场，初步数值模拟地质储量拟合值偏大，经过与地质工程师结合讨论后，认为主要原因是静毛比的确定有误差，没有利用有效厚度范围对含油区进行限定。通过修改建立了新的地质模型，重新计算的储量与核定地质储量非常接近，误差只有5.6%，建立的地质模型十分符合地质认识。
产量拟合：埕126-斜1块的数值模拟采用的是定液求产法。以单井的产油量及含水率作为拟合的开发指标。在拟合过程中根据油藏参数特征、分布规律及演化特点,通过按地质条件约束原则调节和修改一些油藏参数,使产量计算结果和油藏实际生产相吻合。模拟初期
发现油藏的注采极其不平衡，压力随着油藏的开采迅速下降，供液能力不足。至2005年时，压力已降至4MPa,油井液量严重不足，无生产能力，液量定不住，拟合偏差较大。针对这种情况，结合生产实际进行全面分析，认为一定存在有水源为油藏的开采提供能量，随后对地质模型进行修改，夹层给定一定的渗透性，基本原则是使其各方向的渗透率为油层渗透率的1‰。油层平均渗透率在1000-3000md，夹层渗透率基本在1-3md范围，使其具有一定的渗透性。在埕126-斜1以东区域加入水体，经过多次模拟，模型给定水体大小为1.8×108m3，则可以为油藏提供生产能量，保持地层压力无明显下降。经过对地质模型的修改，使全区液量完全拟合。（图3）
图3 飞雁滩油田埕126-斜1块全区液量拟合曲线
含水拟合：飞雁滩油田埕126-斜1块为弹性—弱边水驱,2001年投产初期除埕126-斜4井外,其余各井均为无水采油。由于天然能量不足,2003年12月埕126-斜1块进入注水开发阶段,从2002 年2 月开始,各生产井先后见水。埕126-斜1块在平面和纵向上的非均质性较强,含水率的拟合难度较大,因为油藏模拟计算时一个油田一般用一组或几组相渗曲线,而实际上由于油藏层间、层内及平面上的非均质性,油藏内各处的油水相渗曲线都会不同,另外开发过程中的层间干扰、井间干扰等都会影响含水率的变化,因此除了相渗曲线,还需要调整注采井间渗透率分布及各井的表皮因子,使拟和的含水率变化趋势与实际相符合。（图4）
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