松遼盆地三肇坳陷肇州油田水平井區剩余油分析

羅中華,曹海濤

(1.中國科學院廣州地球化學研究所，廣東 廣州 510640，2.大慶油田有限責任公司第八采油廠,黑龍江 大慶 163514)

2002年以來，大慶油田第八采油廠開展了大慶外圍油田不足1m的葡萄花低豐度、超薄油層水平井開發現場試驗。水平井區前期建模區塊零散，精細油藏描述停留在地質建模進行水平井地質設計和導向方面，沒有進行后續的數值模擬研究。隨著水平井開發時間的延長，個別井已有含水上升較快的趨勢，存在常規注水調整效果較差和部分井含水較高的矛盾。為了改善水平井開發效果，應用數值模擬技術對水平井區開發狀況進行了分析預測，指導水平井高效注水開發。

1 油田概況

肇州油田XX區塊區域構造位于松遼盆地北部中央坳陷區三肇坳陷肇州鼻狀構造的西部，為一從東南向西北構造位置逐漸降低的斜坡。區塊斷層發育，共發育斷層54條，斷裂系統復雜，發育的眾多斷層將目的層切割成多個斷塊，形成多個油藏單元。

區塊主要含油層位葡萄花油層，屬于白堊系下統姚家組一段，油層埋藏深度1200 m，油層厚度12～22 m，為一套夾持在大段黑色泥巖中的砂泥巖組合，主要為三角洲外前緣席狀砂沉積。共分5個小層，地層厚度由北至南逐漸減薄，平均單層砂巖厚度1.5 m，平均單層有效厚度0.6 m；葡萄花油層平均有效孔隙度19.8%，平均空氣滲透率98.2×10-3μm2。

區塊含油面積XXkm2，動用地質儲量XX104t，2003年9月陸續投產，共有開發井XX口，其中直井XX口，水平井XX口，直井正常井距300m。投產初期直井平均單井日產液3.7 t，日產油3.6 t，綜合含水5.5%；水平井平均單井日產液16.0 t，日產油14.8 t，綜合含水7.6%。2008年底，直井平均單井日產液2.0 t， 日產油1.6 t，綜合含水22.8%；水平井平均單井日產液9.0 t，日產油6.3 t，綜合含水30.4%，有3口水平井綜合含水大于80.0%；區塊采出程度8.5%。

2 水平井數值模擬及剩余油分析

2.1 水平井數值模擬

水平井段局部網格加密方法。國內外的研究表明，水平井滲流等勢面是以水平井兩端點為焦點的旋轉橢球面，其中在計算水平井產量的時候，大多假設水平井在平面上為橢圓流動，它的泄油區表現為一個橢圓。

油藏數值模擬計算量很大，因此在模型建立過程中，需要對精細地質模型進行粗化，以此來提高模型的計算速度。但是模型粗化后，對于流體在模型中的流動，將變得不是很精確。如果使用局部網格加密技術，就能夠有效的解決這個問題。通過對目標區域進行網格加密，使目標區域的流體分布和精細模型一樣精確，遠遠高于粗化模型。同時，使用局部網格加密方法，在油藏模型計算時的總網格數遠遠小于精細模型。

根據對水平井的滲流特征認識，在油藏數值模擬過程中，為了能更加準確的描述水平井近井筒附近的剩余油分布和滲流特征，采用局部網格加密方法對油藏地質模型的水平井周圍進行網格加密。如圖2所示，虛線圈內為水平井橢圓流動區域，實際的加密區域大小采用以R為半徑的兩個半圓加上中間一個矩形，如圖黑色實線區域，R取井區的油水井間距為300 m。

考慮水平井井筒內摩擦。研究表明，在水平井的生產過程中，當地層流體流入水平井筒后，由于沿水平井筒的摩擦壓降，井筒內的壓力并非處處相同，水平井筒趾端的壓力要高于水平段的跟端，并且當水平井筒段長度較長時，井筒內摩擦壓降對產量的影響較大。

在ECLIPSE數值模擬器中，采用關鍵字WFRICTNL來定義在局部加密網格中水平井段的摩擦，以更加精確的模擬井筒內的流動狀況。

2.2 數值模擬模型初始化

粗化網格設計。油藏數值模擬結果的準確與否，很大程度上取決于粗化后的粗網格模型能否真實反映原模型的地質儲層及流動響應特征。粗化模型的設置，包括平面網格設置和垂向網格設置。在設置過程中，要以工區儲層和油藏分布的特征以及油藏數值模擬的要求而定，遵循以下原則：①小的網格規模；②網格平行于流動方向；③精確描述斷層邊界；④盡量保持正交性，區塊數值模擬的地質模型采用Petrel粗化后的模型，粗化網格平面二維網格步長60 m×60 m，縱向網格考慮含油砂層、主力產層等因素，按沉積單元劃分為7個模擬單元，合計90×138×7=86940個網格。為了研究近水平井段生產動態及剩余油分布情況，在數值模擬過程中，對18口水平井的水平井段進行局部網格加密。在原井網網格的基礎上，作2×2網格加密，加密區域定義為離井筒射孔位置，半徑為300 m的區域。

屬性粗化。凈毛比模型、孔隙度模型、飽和度模型均為標量，主要應用算術平均法和均方根法進行粗化。其中，凈毛比采用體積加權，孔隙度采用體積和凈毛比加權，飽和度采用體積、凈毛比和孔隙度加權，從而使粗化的模型能夠真實反映原模型的地質特征及流動響應。

對于滲透率而言，它是一個矢量，變異性強，有效滲透率不僅在靜態下是不同的，而且在不同的方向上滲透率也不同。一般不能用簡單的平均法粗化，本次粗化應用Flow Based Tensor Upscaling粗化算法。在X、Y、Z方向上邊界壓力為線性變化的條件下，利用有限元法，求出精細網格單元的壓力場，并且通過壓力解算到相應的粗的單元上。如果設定兩個單元中平均流體速度相同，那么，就可得到方程式，求取X、Y、Z三個方向的粗化滲透率模型。

2.3 油藏動態歷史擬合

參數敏感性分析。為了提高擬合效率和精度，采用Mepo軟件(多目標環境下的并行優化系統)進行輔助歷史擬合。它的歷史擬合過程是以實驗設計方法和最優化算法為指導，可以實現比人工試湊更高效、更合理、更準確地確定敏感參數，并求得這些參數的最優值。既提高了利用油藏動態和測試資料反求油藏參數的可靠程度，同時也提高了歷史擬合的工作效率。

采用Meop軟件對全區歷史擬合不確定參數作敏感性分析。分別取不確定參數如表1所示。

表1 不確定參數分析數據表

模型模擬控制方式為定井產液量方式生產，設定模型擬合目標對象為全區產油量、全區產水量以及全區含水率。

通過Meop軟件設計Latin Hypercuber(拉丁超立方)采樣20次和Evolution Strateg(進化策略)迭代20次。通過一個全局變量來體現模擬的擬合程度，其中全局變量值越小，說明模型擬合的準確度越高。通過參數敏感性分析，確定參數選取不同系數時對應的全局變量值，根據較小的全局變量值來確定各參數應該選取的數據范圍。

圖1 各不確定參數對全區含水率擬合的敏感性分析

由圖1可知，PERMX、PORO、Sw與全區含水率擬合存在正相關的關系，PERMY、ROCK與全區含水率擬合存在負相關的關系，同時它所對應的值越大說明敏感性越大。以PERMX參數為例，說明隨著油藏x方向滲透率的增大，全區含水率擬合誤差相應的增大；它的值越大，對應的敏感性很大，說明在調整參數時，改動PERMX參數的大小所引起的全區含水率的誤差變化較大。確立的各不確定參數對模型的敏感性，為歷史擬合過程中的模型參數修改提供了有利的依據。

歷史擬合結果。區塊動用地質儲量為XX×104t。模型計算結果為XX×104t，相對誤差1.8%，單井含水擬合率為91.9%。擬合效果較好，符合油藏數值模擬要求。

通過對全區的地質模型的地層滲透率等參數的修改，完成區塊生產歷史擬合，得到擬合結果有：區塊日產液、累產液、日產油、累產油、日產水、累產水、含水率等擬合曲線，以及單井生產產油及含水率曲線。

2.4 油藏剩余油分布

剩余油的縱向分布規律。通過數值模擬計算，得到各分層的初始儲量、剩余儲量、累計產油量、采出程度、單層目前采油速度及單層目前井含水率等結果。根據各小層模擬剩余油結果，對高含水水平井進行了分段剩余油分析。

從采出程度看出，PI41層和PI22層的采出程度較高，說明這兩個小層的開發井注采關系對應較好，水驅程度好于其他各層。剩余油的分布受儲層原始儲量的影響，主要分布在主力小層和次主力小層中，其中主力層PI41油層最多，占剩余儲量的48.01%，其次為PI22層、PI3層、PI42層。從采由速度看， PI41層和PI22層的采油速度較高。根據區塊的縱向上剩余油分布情況，確定下一步挖潛的主要目的層仍然是油藏主力層PI41層。

剩余油的平面分布規律。根據沉積相的劃分，分別計算河道砂、主體砂、非主體砂等各沉積相類型的初始儲量、剩余儲量、累計產油量及采出程度。分析各沉積相單元的累產油及剩余油情況，原始儲量最大的主體砂累計產油量最大，占總采出量的67.75%；從各沉積相采出程度來看，從大到小依次為河道砂、主體砂、非主體砂。儲層物性好，采出程度高的河道砂區域，受原始儲量大的影響，普遍剩余儲量較大。主體砂雖然物性較好，累產油量較大，但是采出程度相對較低，剩余儲量最大，是下一步挖潛的主要方向。非主體砂區域的剩余儲量都最小。

3 綜合調整方案優化

3.1 合理開發策略優選

合理注采比優選。為了制定下一步的合理的開發調整策略，對后期的注采比進行數值模擬預測研究，從而確定一個較合理的注采比。

根據不同注采比，設定7套方案，注采比分別為1.0、1.1、1.2、1.3、1.4、1.5、1.6，預測30年。當注采比為1.2時，累計產油量最高。因此，在對于后期開發的合理注采比應選擇為1.2。

水平井組周期注水周期優選。對含水較高的州62-平61和州66-平61井組，采用周期注水的方法來控制兩口水平井的含水，以達到控制含水上升的趨勢。

根據油田生產實際情況，對州62-平61井和州66-平61井組，分別設定6個方案實行周期注水，分別為注4月停4月、注8月停4月、注3月停3月、注3月停6月、注6月停6月、注6月停3月。在注采比為1.2的情況下，預測不同方案下州62-平61井和州66-平61井的生產情況。

預測含水率超過90%的井將自動關井，對于不同的周期注水，州62-平61井都將在預測期內關井；而州66-平61井在采用注8月停4月和注6月停3月周期注水時，將自動關井。注水3個月停注6個月時，兩口水平井的累產油量都最好，同時含水率為最低。因此，在注采比為1.2的情況下，對高含水井州62-平61井和州66-平61井組采用注水3個月停注6個月的周期注水時，效果最好。

合理生產壓差優選。在確定了全區的合理注采比后，分別對水平井和直井的生產壓差界限進行優選，分別設定生產壓差為1～20MPa，進行預測。由預測結果可知，在注采比為1.2下，最優的水平井生產壓差為8 MPa，直井的生產壓差為17 MPa。

3.2 綜合調整方案優化

根據區塊油藏剩余油分布研究分析，制定不同的綜合調整方案，結合基礎方案進行預測對比。具體的對比方案設計如下：

基礎方案：在目前生產條件下繼續生產，預測30年與其他方案對比。

方案1：在目前注采系統基礎上，僅調整注采比為1.2；補孔3口水平井、酸化3口井、堵水2口井。

方案2：在目前注采系統基礎上，轉注7口油井、補孔3口水平井、酸化2口井、壓裂3口井、堵水2口井、補鉆2口水井；調整注采比為1.2；對州62-平61井、州66-平61井組實行注水3月停注6月的周期注水。

各方案生產方式：油井含水達到90%自動關井；注水井最大流壓限定30 MPa。

各方案預測結果如下：

基礎方案：在目前基礎上維持現狀繼續生產，預測30年，采出程度29.7%，綜合含水81.9%。

方案1：預測30年，采出程度31.3%，綜合含水88.4%。

方案2：預測30年，采出程度31.7%，綜合含水88.0%。

通過方案預測的累計產油量可以看出，方案1和方案2都比基礎方案的累計產量有所提高，說明對部分井進行補孔、壓裂酸化和堵水可以取得一定效果；其中方案2比基礎方案，采出程度提高2個百分點，效果最好，說明通過油井轉注可以改善井網注采系統，提高儲層動用程度。推薦方案3為下一步調整方案。

4 結論

1)在水平井數值模擬過程中，采用局部網格加密方法和考慮水平井筒內摩擦的方法，更加精確的描述近水平井筒區域的剩余油分布情況。

2)應用Mepo軟件對油藏敏感性參數進行分析，為油藏開發研究和數值模擬預測提供依據，提高了分析和研究的效率。

3)區塊油藏剩余油儲量在縱向上，主要分布在主力層PI41和次主力層PI22層中，平面上剩余油主要分布在主體席狀砂中。

4)根據剩余油分析結果，確定局部區域井的轉注、補孔、壓裂酸化、堵水措施，進行措施方案設計、預測及優選；并優選后期合理注采比為1.2，優選高含水水平井組的周期注水的合理周期，對區塊進行綜合調整方案優化。

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