黃驊坳陷小集油田官979-官975斷塊油藏數值模擬研究

張家良，許恩愛，夏國朝，鄭泰山，張菊芳

（中國石油大港油田分公司第三采油廠，河北滄縣061035）

目前，我國大多數注水油田已進入高含水、高采出程度開發后期，剩余油挖潛難度大，穩產形勢嚴峻［1-4］。本文以黃驊坳陷孔店構造帶南端小集油田為例，通過對孔一段棗Ⅱ-棗Ⅳ三個油組進行精細油藏數值模擬研究，尋找剩余油分布規律與單砂體產能評價研究進行斷塊潛力挖掘。對可調整產能單元的單砂層一方面完善注采井網，提高水驅控制程度；另一方面對水淹油層復查，提高油層利用程度；同時將分層注水與調剖封堵高滲透層，提高油層動用程度。通過制定合理的挖潛措施，提高復雜斷塊油藏剩余油挖潛，油田產量逐步上升，現日產油增加514 t。小集油田精細油藏數值模擬及挖潛措施對其他復雜斷塊剩余油挖潛具有一定的借鑒意義。

1 研究區概況

小集油田官979-官975斷塊位于黃驊坳陷孔店構造南端的小集構造中部，呈北東南西向展布的地壘，為構造-巖性油氣藏，主要含油層系為孔一段棗Ⅱ-棗Ⅳ三個油組，含油面積3.2 km2（圖1），占整個小集油田含油面積的25.7%，探明地質儲量1138.27×104t［4-6］。研究區經歷了全面投入開發產量上升、開發調整產量遞減及綜合治理產量回升等三個開發階段。2010年以來油田進入開發后期，主要面臨三個方面的問題：①高含水、高采出程度復雜斷塊，剩余油分布規律認識不清；②注采井網欠完善，影響了區塊開發水平的提高；③層間矛盾逐步加劇，油層動用程度下降。

圖1 小集油田官979-官975斷塊區塊構造

2 油藏數值模擬研究

油田開發后期研究的實質就是剩余油分布規律及開采方法的研究［5-6］，小集油區開發單元為層狀單砂體，油層不存在脫氣現象，屬于低飽和壓力油藏，依靠人工注水和天然能量驅動兩種方式開發。本次研究采用Eclipse數值模擬軟件油水兩相黑油模擬器進行剩余油分布的研究［6-7］。

2.1 建立油藏數值模型

在油藏地質模型研究的基礎上，從Petrel建模軟件中直接輸出粗化模型，縱向上以單砂體為單元，平面上網格大小約為20 m，其它高壓物性數據、相滲數據等直接應用該斷塊該層系實驗數據，時間單元以月為單位，確保模擬時能滿足因生產中層位和頻繁作業對時間步的要求。完成的3個斷塊，共模擬單砂體數38 個，涉及網格數3462 個，模擬井數120口，模擬時間856個月。

2.2 進行歷史擬合

針對復雜斷塊油藏此次油藏數值模擬擬合原則有三個方面：第一，逐井逐層分析注采關系及液流方向進行重點擬合；第二，對開采時間長、注采量大的井進行重點擬合；第三，重點對高含水開發后期進行歷史擬合［6-11］。

研究區全區壓力擬合合格率為79%，單井壓力擬合合格率為80%，擬合效果良好。全區壓力擬合基礎上進行研究區綜合含水擬合，初期全區綜合含水擬合由于生產情況不穩定，擬合誤差較大70%，后期生產情況穩定擬合誤差減低為1.1%。全區綜合含水擬合基礎上進行研究區單井含水擬合，單井含水擬合平均誤差為2.3%，擬合精度較高。生產歷史擬合是將數值模擬計算的開發動態與油田實際生產進行比較，依據油田實際資料，通過調整參數，使數值模擬動態與實際動態吻合，實現模擬動態能夠真正揭示剩余油分布的目的。

2.3 剩余油分布規律

（1）斷層遮擋作用形成的剩余油。油區內各斷塊之間的斷層基本上都是封閉的，且斷層多為拉張性正斷層，斷層呈不同程度的上傾，從而形成水洗不到的區域，形成剩余油富集區［12-15］。另外，由于斷層的封隔遮擋作用，地下流體因不易流動而形成滯留區，這種區域的剩余油飽和度高。

（2）注采井網不完善形成的剩余油。研究區已進入高含水開發階段，但受復雜斷塊與河流相沉積儲層特點制約，部分斷塊注采井距偏大、注采連通程度低，現有井網難以實現有效水驅。同時，局部井網不完善以及套損套變等問題導致油井單方向受效，有采無注，甚至是無注無采區，不能形成有效注采關系，開發效果變差，致使油層得不到動用、注水見效差。

（3）層間差異形成的剩余油。縱向上由于沉積相帶差異，各砂體物性差異大，存在層間干擾，造成同一口井，物性差的層采出程度低，形成剩余油富集區。統計發現，縱向上87.9%的剩余油仍主要集中在主力單砂體內。因此，主力層層間剩余油仍是下步挖潛的主要方向。

3 綜合調整方案研究

由于小集油田屬復雜斷塊油藏，斷塊內部斷層非常發育，儲層變化規律性差，因此，需要分步實施調整工作，邊實施邊總結邊完善邊調整，提高成功率。通過單砂體合理井網密度評價、單砂體產能評價及數值模擬技術潛力評價研究，確定可調整產能單元中的可采單元，通過老井措施與部署新井相結合，滾動增儲與產能建設相結合，以經濟效益為中心，以最大限度提高水驅控制程度，提高最終采收率為目的。

3.1 單砂體合理井網密度評價

由前蘇聯學者謝爾卡喬夫提出井網密度與原油采收率的謝氏公式表明［16-17］，隨著井網不斷加密，最終采收率也將隨之增大，但油田開發投資必將增大，當增加采收率的產值與油田投資總額相等時的井網為極限井網密度，只有小于極限井網密度才為合理的井網密度。

應用極限井網密度和合理井網密度公式計算，通過曲線交匯可以計算出各砂層的合理井網密度，折算出合理井數，合理井數與實際井數差值越大，說明目前井網越不合理，儲量控制程度低，為潛力砂層，適合作進一步的加密調整［18］。根據合理井數與實際井數差值判別是否可以調整，合理井數和實際井數之差大于0，為可調整單砂層。

通過對官979-官975斷塊102個單砂體進行合理井網密度評價，可調整砂層個數為39個，占總砂體數38.2%，儲量為958.1×104t，占總地質儲量的64.0%（表1）。

3.2 單砂體產能評價

由產能單元劃分結果經濟評價表明內部收益率為12%，經濟上為合理，因此，定義單層日產大于1 t的井區為可調整產能單元，單層日產小于1 t的井區為不可調整產能單元。根據單砂層是否具有可調整產能單元劃分單砂層是否可調。可調整單砂層即井網密度評價具有可調整潛力的單砂層可調整潛力區具有可調整產能單元的單砂層。

官979-官975斷塊孔一段棗Ⅱ至棗Ⅳ油組多個井網密度評價具有潛力的單砂層，經產能評價全部為產能評價的可調整單砂層，就單砂層而言，平面上產能高的井區主要分布斷塊北部斷層附近和南部部分井區，平面上分布差異較大（圖2）。

表1 單砂層井網密度潛力分析

圖2 官979-官975斷塊棗Ⅲ油組單砂層產能單元分布

3.3 數值模擬技術潛力評價

應用Eclipse數值模擬軟件，在油藏地質模型研究的基礎上，縱向上以單砂層為單元，時間單元以月為單位，進行儲量擬合、油藏綜合含水的擬合、單井生產歷史擬合，形成壓力分布、剩余油飽和度分布、含水分布模型。根據剩余油飽和度大小劃分為可采單元和不可采單元。大部分單砂層井網完善的井區剩余油含油飽和度25%左右，但是未動井區含油飽和度接近原始含油飽和度，應用數值模擬技術無法縱向篩選潛力，只能作平面篩選。應用此方法對合理井網密度評價及產能評價得出的有利單砂層的平面有利區域進行評價，為可采單元的，確定為最終可調整潛力。

綜合評價確定如官938斷塊10個單砂層為下步調整的目標，各個單砂層均具有“四高一低”的特點，即剩余油含油面積高、地質儲量高、單井產能高、砂體連通程度高、儲量控制程度低、采出程度低的特點（表2）。

4 實施工作與效果分析

本次研究應用油藏數值模擬研究成果、合理井網密度評價與單砂體產能評價分析，針對研究區剩余油分布規律，從以下三個方面開展工作：完善注采井網，提高水驅控制程度；水淹油層復查，提高油層利用程度；分注調堵結合，提高油層動用程度。

4.1 新老井互補、疏密井結合，提高水驅控制程度

結合剩余油分布規律認識，采取新老井互補，疏密井結合來井網完善。針對官979斷塊剩余油富集區，實施水井更新6口，形成200 m 合理注采井距。針對于官938、官975斷塊剩余油分散區，實施水井更新4口，老井轉注4口、先期排液6口，形成290 m 合理注采井網。通過以上工作研究區雙多向受益率由40.5%上升至61.6%，水驅控制程度由2010年的72.8%上升至2011年85.3%。

表2 官938斷塊單砂層潛力分析表

4.2 水淹層復查、暫閉層利用，提高油層利用程度

隨著注水開發，油井含水升高，部分水淹層逐步成為挖潛層。通過擬合含水和注入孔隙體積倍數的關系式，預測水淹層補孔生產的含水情況，用定量法預測水淹層、暫閉層產水率與原生產層接近時，實施補孔減少層間干擾，最大限度發揮水淹層增產作用，研究區通過此類措施油層利用程度由86.1%提高到89.4%。

4.3 早期分注、后期封堵，提高油層動用程度

隨著注水開發的深入，油層可動用程度降低。結合對儲層特征認識，以注水專項治理為依托，實施早期分層注水，后期封堵高滲透層減少層間矛盾。經過治理后研究區油層動用程度由40.1%提高到62.7%。

通過對剩余油分布規律的研究及措施制定，將研究區開發水平從二級提升到一級，日產油水平由98.1 t上升至141 t，含水上升率從1.32%降低至0.78%，預測水驅采收率從38.7%提高到42.2%，單井日產油遞減幅度從11.3%下降至2.8%，實現了油田的穩產、增產。

5 結論

（1）以單砂體為單元建立油藏地質模型，通過全區及單井壓力擬合、綜合含水擬合證實官979-官975 斷塊所建立的油藏地質模型具有較強的可靠性，實現了模擬動態真正揭示剩余油分布的目的。

（2）精細油藏數值模擬研究表明，黃驊坳陷小集油田官979-官975斷塊油藏剩余油主要分布于斷層遮擋區、注采井網不完善區以及層間差異造成的剩余油分布區，剩余油集中分布在主力層系單砂體中。

（3）綜合調整方案通過單砂體合理井網密度評價、單砂體產能評價及數值模擬技術潛力評價研究，即應用極限井網密度和合理井網密度曲線交匯，識別單砂體中的可調整砂體，依據可調整砂體的分布范圍建立可調整產能單元，通過剩余油飽和度劃分可調整產能單元中的可采單元。

（4）通過采取新老井互補、疏密井結合；水淹層復查、暫閉層利用；早期分注、后期封堵幾方面措施的制定，提高了研究區水驅控制程度、油層利用程度及油層動用程度，有效地指導了油田開發方案調整與優化。

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