精细油藏数值模拟技术在孤东油田七区西的应用

于金彪　孙业恒　杨洪　杨耀忠　戴涛　肖席珍

摘 要 针对孤东油田七区西含油面积大、井多、层多、储集层非均质严重、层系划分复杂等特点，采用了分层系建立静态模型的研究思路和整体建立开发动态模型、建立了精细油藏模型，对剩余油分布，从八个角度研究了其饱和度和储量的变化，由全油藏再到层内井点，逐步细分，为油田开发挖潜找出具体部位。依据剩余油分布研究提出的提高水驱采收率措施，在矿场实施中取得了良好效果，年增油8×10⁴t。

关键词　孤东油田　油藏数值模拟　精细油藏模型　历史拟合　剩余油分布　调整措施

一、引言

孤东油田七区西是典型的整装大油田，目前已处在特高含水开发阶段，进一步开发的难度越来越大。进行精细油藏数值模拟研究十分必要，与常规的数值模拟相比，精细模拟主要的体现是：在模型建立中，重点研究了网格步长优化技术、饱和度函数标定技术、合注合采井产量分配技术；在历史拟合中，重点考虑了参数的时变性、相渗曲线的网格化赋值和方向性，并且拟合了井层测井解释油饱和度，进一步提高了拟合精度；在剩余油分布研究中，从8个角度由体到面再到点对剩余油进行分析，尤其是单井层的剩余油分析，为下一步调整挖潜提供了更可靠的依据。根据剩余油分布研究的结果，提出了调整措施，在矿场上取得了良好的应用效果。通过新老井措施，年增油8×10⁴t。

二、开发状况分析

1.地质概况

孤东油田七区西位于孤东构造东翼，构造高点位于七区西的西南部，向北东方向倾斜，地层比较平缓，地层倾角1°～2°，主要断层有3条。七区西馆上段4～6砂层组是主要含油层系，纵向上共分为30个沉积时间单元，含油面积为11.7km²，地质储量5800.1×10⁴t。地层为一套下粗上细的正韵律河流相沉积，岩性以细砂岩、粉砂岩和泥岩为主，具有高孔、高渗、强非均质、储集层结构疏松等特点。

该区块地面脱气原油密度为0.945～0.965g/cm³，地面原油粘度为166～2016mPa.s，地下原油密度0.9041g/cm³，地下原油粘度33.8～77.8mPa.s，凝固点－7～－35℃，含硫量0.3%左右，含蜡量5.76%，属于低凝固点、低含硫量、低含蜡量、高粘度原油。原油性质受构造的影响比较明显，构造高部位原油性质较好，向低部位逐渐变差，同一单元的原油粘度有随深度增加而变稠的趋势。

该区块属于构造岩性层状油气藏，油层分布主要受构造的控制，并具有层状分布的特点，由于该油藏为河流相沉积，砂体厚度横向变化大，砂体容易发生尖灭，导致不同的砂体具有局部的油水界面。除在1350m附近具有一个主要的油水界面控制着砂体的油水分布外，在4²²、4⁵²、6³、6⁴、6⁷²还有5个次级的油水界面控制砂体的油水分布。

2.开发历程及开采现状

该区块自1986年6月投入开发至今，主要经历了以下三个开发阶段：天然能量开采阶段（1986年6月—1987年4月），1986年6月开始全面投入开发，利用天然能量分

～5²⁺³、Ng5⁴～6¹、Ng6²～6⁸三套层系开采；注水见效，高速稳产阶段（1987年5月～1990年4月），1987年4月开始注水，三套层系采用300、212m反九点井网注水，当年注水见效，年产油量持续上升；层系井网大调整，持续高速稳产阶段（1990年5月～1998年12月），1990年4月开始层系井网大调整，由三套层系改为五套，由反九点井网改为加密的300m×150m、212m×106m行列注水井网开发，使井网层系对油藏的适应性有了较大提高，含水量上升得到有效控制。

截止到1998年12月，该区块分五套层系开发，共有油井475口，水井315口，累积产油1935.2×10⁴t，采出程度33.86%，综合含水量96.2%，处在特高含水开采期，累积注水17983×10⁴m³，累积注采比1.1，地层总压降0.21MPa。

三、精细油藏数值模拟研究

1.研究难点与建模做法

该区块含油面积大、地质储量大、非均质严重、开发层系多、层多、井多、井密，其地质构造和开发历史复杂是研究的难点。

建模时采用分解大模型，主要解决了CPU运行时间与工作进度的矛盾。根据层系间的连通性及机器运算能力，相应地建立4个模型分别进行研究，各模型对应层系及小层情况见表1。考虑到各模型静态上相对独立，根据地质、测井解释成果，分别建立各模型的静态模型；但由于牵扯到多层合注合采的问题，各模型在动态上相互关联，采用动静态结合的方法，进行合注合采井的产量分配，分别建立各模型的动态模型，实现全油藏整体动态建模。

表1　各模型对应层系及小层情况表

2.模型建立

油藏数值模型由静态模型和动态模型构成。根据油藏描述的五大模型建立起静态模型，根据矿场实际生产数据，建立起动态模型。

（1）构造模型

以小层平面图为基础，输入各层的断层、等值线，从宏观上控制各小层的构造起伏变化趋势，再根据地质提供的静态参数库输入各小层井点的顶部深度，从微观上控制局部微构造变化。

（2）地层模型

根据地质纵向上细分的结果，划分为30个沉积时间单元，数值模拟分四套模型、30个小层来进行研究。

（3）储集层模型

根据各小层平面图，输入零线和尖灭线，零线赋予有效厚度下限值0.5m，尖灭线赋予零值，这样既描述了砂体又勾勒出油砂体的构造形态，既保证了同一砂体中不同油砂体之间的连通性，又减小了零线对零线附近网格插值运算带来的误差，通过动态历史拟合，也验证了这种处理方法的实用性；再根据静态参数库，输入各层井点的砂层厚度、有效厚度、孔隙度、饱和度、渗透率、残余油饱和度等参数，建立油藏的储集层模型，再根据各小层间的连通图、井层的连通情况，建立储集层间连通模型。

（4）流体模型

根据实验室资料，通过分析、筛选、处理，获得可靠的pVT数据、相渗曲线、毛管压力曲线等，建立起流体模型。

（5）网格模型

在建立网格模型前，应选考虑网格步长优化问题。从理论上讲，网格步长越细，网格数越多，计算精度越高，但机器运算时间也越长，这样就出现了网格步长、计算精度、CPU时间之间的矛盾。以5⁴～6¹模型为例进行研究，发现当网格步长在30～50m之间时，较好地满足上述三者的要求，所以一般取网格步长30～50m。根据以上网格步长优化原则，再考虑到井网，井间一般相隔2～3个以上网格，对七区西馆上段5套开发层系、4个模型进行网格系统划分，累计网格节点数达到21.1万个。

（6）动态模型

合注合采井产量分配问题是油藏工程研究和数值模拟研究中经常碰到的问题，既是重点，又是难点。传统的分产方法是采用静态法，即根据各层的Kh/μ分配产量。由于该方法忽略了层间压力对产量的影响，分产结果存在一定的误差，为了弥补静态法分产方法上的不完善性，考虑到各层系的压力变化以及历史拟合中出现的供液不足的矛盾，对静态法分产结果进行产量校正，时间阶段划分到月，建立起动态模型。

（7）模型建立特点及技术

角点网格技术　在角点网格系统中，一个网格用8个顶点的x、y大地坐标以及深度3个变量共24个变量来描述，可以表示任意形状的六面体。而通常采用的直角网格系统中，一个网格用x、y网格坐标以及深度3个变量来描述，只能表示长方体，所以，采用角点网格技术，对油藏构造形态的描述更精确。

不规则网格技术　以断层为边界划分网格，对边界的描述更准确。

网格步长优化技术　平面上网格步长进一步细化，纵向上细到沉积时间单元，与地质研究相对应，更真实反映了地下油、水分布规律及油藏构造形态。

饱和度函数标定技术^[1]　通过给定束缚水饱和度场、残余油饱和度场，确定出对应每个网格的相渗曲线，对油、水运动规律的控制细到每个网格。

沉积相带的划分约束技术　充分利用地质研究成果—沉积相图，在静态模型中，进行沉积相带的划分，对不同的沉积相，分别进行描述和控制。

合注合采井产量分配技术　采用动静态结合的方法，进行产量分配。

3.历史拟合

通过反复地调整参数，修正静态模型，从全油藏到油层再到单井，对压力、含水等参数进行拟合，拟合的过程也是对油藏不断认识的过程。

图1　孤东油田七区西6³⁺⁴、6²～6^5－层系压力拟合曲线图

（1）拟合考虑因素及技术

采用由体及面及点的拟合方法，既考虑到整体，又顾及局部；拟合指标从油层压力、累积油水量、单井含水到井层油饱和度，逐步细化，根据测井解释油饱和度，对某些层某些井不同时间的油饱和度进行拟合，进一步提高拟合精度；考虑参数随时间变化而变化，主要考虑不同注水开发阶段渗透率的变化；考虑参数约束机制^[2]，确定参数调整的范围，保证参数调整的合理性；考虑相渗曲线的网格化和方向性，每个网格不同的方向对应不同的相渗曲线，反映了油水流动的各向异性；考虑油水井之间的干扰；注重边界条件、边界井的处理，七区西与七区中的边界是不封闭的，所以对边界附近的油水井产量进行修正。

图2　孤东油田七区西6³⁺⁴、6²～6^5～层系含水拟合曲线图

（2）拟合指标

区块压力拟合 实际压力折算到基准面深度处压力，一般测压得到的每口井的地层压力的深度往往是不一致的，但是模型计算结果输出的井网格压力是折算成模拟区域内的基准面处的压力。因此，必须进行压力校正，以消除深度的影响^[2]。

以6³⁺⁴、6²～6^5～开发层系为例，其区块压力拟合曲线见图1。

区块含水拟合 以6³⁺⁴、6²～6^5～开发层系为例，其区块含水拟合曲线见图2。

单井含水拟合 在区块拟合的基础上，通过调整局部参数，对单井含水进行拟合。

单井油饱和度拟合 根据测井解释油饱和度，对井层油饱和度进行对比拟合，具体到点，以6²层为例，其部分井层拟合情况见表2。

表2　6²层的单井油饱和度拟合表

由表中数据进行统计，相对误差小于5%的井层占40%；相对误差大于5%小于等于10%的井层占38%；相对误差大于10%小于20%的井层占22%。统计结果说明了模拟计算油饱和度与测井解释油饱和度多数比较接近，拟合精度比较高。

（3）认识

储集层参数变化分析 储集层参数主要讨论渗透率的变化，在空间上渗透率变化大，其非均质性严重，这导致了注水见水早、含水上升快。随着不断地注水开发，某些参数如渗透率、原油粘度等发生明显变化，由于软件条件的限制，在拟合过程中仅考虑了渗透率的变化，且表明储集层渗透率变化范围为1.5～1.8倍，与测井解释结果相吻合。

水淹程度分析 由该区不同的层含油饱和度 S。的统计来看，主力层的水淹程度大，这是由于主力层含油面积大、平面上连通性好、井网较完善造成的；从不同的时间阶段来看，注水初期和注水后期水淹速度慢，注水中期水淹速度快，这是由于注入量不同造成的。

4.剩余油分布研究

剩余油分布研究主要考虑到影响剩余油分布的各种因素，从八个角度对剩余油富集区和水淹区分别进行研究，由全油藏到层间再到层内再到层内井点，由体及面及点，逐步细化，逐步具体化，找出挖潜的具体部位，为以后井网调整，打加密井以及三次采油提供依据。

（1）小层开发状况分析

从整体上对各小层剩余油进行分析，指出挖潜的主力层和非主力层。以6³⁺⁴、6²～6^5～8开发层系为例，其小层开发状况见表3。

表3　6³⁺⁴、6²～6^5～8开发层系小层开发状况统计表

从表中分析可知，剩余油主要集中在主力层6²、6³、6⁴，其采出程度均大于30%，但6²、6³、6⁴仍是今后调整挖潜的主力层，某些非主力层如6⁶¹、6⁸²，具体到小层的井网不完善，其采出程度较低，动用程度差，也可作为挖潜的重要对象。

（2）剩余油饱和度分析

从油饱和度出发，在平面上对各小层的剩余油进行分析，绘制剩余油分布等值线图，并找出剩余油饱和度富集区，采取调整措施，可降低含水。

（3）剩余可动油饱和度分析

在剩余可动油饱和度分析基础上，考虑到残余油饱和度，进一步对各小层的剩余可动油进行分析。残余油饱和度分布由井层的测井解释残余油饱和度插值得到。剩余油饱和度减去残余油饱和度得剩余可动油饱和度，绘制剩余可动油饱和度分布等值线图，为注水井网调整或三次采油提供有利依据。

（4）剩余储量分析

综合考虑油饱和度、有效厚度、孔隙度、体积系数、原油密度，从平面上对各小层的剩余储量进行分析，绘制剩余储量分布等值线图，并找出剩余油富集区，为通过提液或其他措施提高采油量提供依据。

（5）剩余可动储量分析

在剩余储量分析的基础上，再考虑残余油，进一步对各小层的剩余可动储量分析。

（6）采出程度分析

从平面上对各小层采出程度进行分析，指出采出程度低的部位，从反面对剩余油进行研究。采出程度的分布反映了局部井网的完善程度或该局部区域的渗透性。

（7）剩余油饱和度和剩余储量综合分析

剩余油饱和度影响油井生产的含水，剩余储量代表了潜力。在方案设计中往往考虑到二者的影响，通过二者的综合研究，对各小层的挖潜能力有一个更全面更直观的认识。剩余油饱和度和剩余储量综合分布等值线图，为进行综合措施的研究提供更有利的依据。

（8）小层井点的剩余油分析

考虑到七区西地面布井密集，既包括该层系生产井，也包括钻遇该层系而在其他层系生产的井，调整措施以补孔为主，对有效厚度大于3m所有钻遇的6923个井层的剩余油进行分析，指出了473个潜力井层，并指明造成该井层剩余油富集的原因，根据不同的成因，采取不同的调整措施。以6³⁺⁴、6²～6^5～8开发层系为例，其部分潜力井层分析见表4、表5。

表4　单井潜力井层分析（层系内井）表

5.调整挖潜措施研究

根据以上剩余油分布研究的结果，与油藏工程结合，从补孔改层、卡封井、换大泵、扶躺井、打新井等几种方法出发，提出了具体的首批调整措施和后续措施，其工作量统计见表6。

针对以上的具体措施，进行方案预测，含水量达到98%时，累积增油30.6×10⁴t，提高采出程度0.65%。

表5　单井潜力井层分析（层系间井）表

表6　调整措施工作量统计表

四、矿场应用效果分析

根据调整挖潜措施方案的安排，从 1999年开始，截止到2000年12月，共打新井 10口，完成补孔改层井79口，堵水油井26口，下大泵井49口等老井措施共 154井次。10口新井投产初期平均单井日产油6.14t，综合含水量90.75%，截止到2000年12月，累计增油9088t。154井次的老井措施也取得了显著效果，截止到2000年12月，措施后比措施前平均日增油518t，综合含水量降低3.1%，累计增油73074t。

部分单井措施取得了良好效果，如GDS2井，原来生产6¹层，后来在井网不完善、剩余油饱和度和剩余储量丰度较高的4³层补孔，单井日产油60t，综合含水降到61.7%；7-23-2306井，原来生产5²⁺³层，后来在断层附近、剩余油饱和度和剩余储量丰度较高的6²层补孔，单井日产油44.7t，综合含水仅33.7%；另外，7-31-306井补孔4¹²小层、7-33-2286井补孔井网4⁴¹小层，也分别取得了单井日产油40t和21.3t，综合含水仅51.1%和59.2%的好效果。

五、结论

精细油藏数值模拟研究是油藏描述的重要内容。该项技术在孤东油田七区西的成功应用，说明了该技术的精细建模、精细历史拟合、精细剩余油分析的可靠性。特别是针对含水量达到96%以上的处于特高含水开采后期的油藏，精细油藏数值模拟研究方法在指导现场挖潜方面可操作性强，具有较好的实用性。

合注合采井的产量分配，既是难点，又是重点。本文中采用了动静态结合的方法，进行产量分配，虽然在一定程度上弥补了静态法分产的不完善性，但通过历史拟合表明，该分产方法仍需进一步发展完善。

主要参考文献

[1]杜贤樾，孙焕泉，郑和荣主编.胜利油区勘探开发论文集.北京：地质出版社，1999.

[2]李福垲.黑油和组分模型的应用.北京：科学出版社，1996.