姬塬油田X區地質建模及數值模擬研究

王牧，李茂，高潔，王雷，代莎

（中國石油長慶油田分公司第十二采油廠，甘肅合水745400）

姬塬油田X區地質建模及數值模擬研究

王牧，李茂，高潔，王雷，代莎

（中國石油長慶油田分公司第十二采油廠，甘肅合水745400）

首先在深化油藏地質認識的基礎上，利用地質、測井等測試資料建立三維地質模型，其次通過數值模擬技術，利用生產動態測試資料，進行歷史擬合，調整完善數值模型；最后優選合理生產壓差，保持在5 MPa左右時開發效果最為理想。

姬塬油田；地質建模；數值模擬；合理生產壓差

姬塬油田X區橫跨陜北斜坡和天環坳陷兩個構造單元，局部構造為一西傾單斜，坡度不足2°，斜坡上發育有軸向北東～南西向鼻隆構造。研究區長21油層組沉積時，由于湖盆水體變淺，湖盆收斂，河控性三角洲平原亞相大面積分布，分流河道砂體較發育。河流沉積遷移過程中自上而下也可以形成長213、長212、長211三個沉積旋回，造成碎屑巖粒度和巖性的層序變化，測井剖面表現為正韻律層序。長21油藏的含油面積6.4 km2，地質可采儲量為311×104t，總體開發形勢穩定。

1　油藏三維地質建模

1.1建模思路

本次建模主要采用確定性建模和隨機建模相結合，巖相控制，多參數協同建模的思路進行［1］，通過多個實現，優選模型，最終建立精確的構造模型和屬性模型。

在地層格架模型上，遵循地層劃分對比成果，X區長21油藏可以分為長211、長212和長213三個層，由于X區長211基本無有效砂體，不具有研究價值，建模時重點考慮長212和長213，而長213油層可以進一步劃分為長213-1、長213-2和長213-3三個小層。

1.2構造模型

在小層和沉積時間單元精細劃分對比的基礎上，應用指示克里金插值法逐層作出頂面和底面構造圖，構造線間距2 m。從構造模型（見圖1）和頂部地質構造圖（見圖2）可以看出，構造模型與地質認識較為吻合。

圖1　構造模型

圖2　頂部地質構造圖

1.3屬性模型

從建立的孔、滲、飽屬性模型（見圖3～圖5）可以看出模型的一致性比較，其中長213-3和長213-2小層砂體連片性較好，局部存在差異性，儲層物性較好。

圖3　孔隙度模型

圖4　滲透率模型

圖5　飽和度模型

1.4模型儲量計算

通過建模過程獲得研究區各種實現的屬性參數模型，采用滲透率大于0.7×10-3μm2，孔隙度大于10%，含油飽和度大于35%的有效儲層篩選，計算出研究區地質建模多種實現的分層儲量（見表1）。各模型實現計算出的平均原油儲量比較接近，相對誤差為3.9%。因為長213-1、長212和長211沒有工業油流，建模中儲量為零。

表1　X區長21油藏地質建模儲量計算

2　油藏數值模擬研究

2.1歷史擬合

2.1.1油藏開發指標的擬合由于本區各個單井的測壓資料和氣油比數據非常有限［2-5］，這兩項指標不具備歷史擬合的條件，所以本次數值模擬研究的主要擬合指標為油藏的綜合累計產油、產水率、產油量以及各模擬層單井產液量、產油量等指標。在擬合的過程中，充分考慮低滲透砂巖儲層的特性，通過在參數合理的調整范圍以內，對儲層有效厚度、孔隙度、滲透率、相對滲透率曲線等參數進行了調整，從而達到了較好的擬合精度（見圖6～圖8）。

2.1.2單井歷史擬合針對本區81口采油井進行單井擬合。有20口井的擬合效果相當好，擬合誤差在5%以內，占總井數的24.69%；有54口井的單井擬合產油量最大誤差介于5%～10%，占總井數的66.67%，有7口井的擬合誤差較大，達到10%以上，占總井數的8.64%。總體上看，擬合誤差在10%以內的井占總井數的91.36%，表明油藏的總體擬合效果較好，能夠真正的模擬油藏的開發動態過程，使得油藏的開發歷史實現再現。

2.2方案優選

根據目前模擬區的實際開發狀況，擬做4個方案進行合理井底流壓研究。采油井井底流壓：2.5 MPa、3.5 MPa、5 MPa、6 MPa，油井以定壓方式控制生產，注水井按照目前注水量進行注水，從2011年7月31日開始生產15年。預測15年的產油量、累計產油量、含水率、壓力等，對不同井底流壓進行優化（見表2，圖9～圖11）。

圖6　X區長21油藏累計產液擬合曲線

圖7　X區長21油藏累計產油擬合曲線

圖8　X區長21油藏綜合含水與實際綜合含水曲線

表2　模擬區合理采油井井底流壓研究的開發方案技術指標統計表

圖9　地層壓力變化－時間圖

圖10　不同采油井井底流壓累計產油量－時間圖

圖11　不同采油井井底流壓含水率－時間圖

數值模擬結果表明：

（1）隨著流壓的降低，產量增加，采油指數也隨之增大，開采速度增加，但地層壓力下降快的同時，含水上升也快；（2）隨著流壓的降低，考慮到要滿足生產壓差的要求，實際生產過程中方案J1和方案J2的后期開采地層壓力過低，不利于生產；（3）采用方案J3的井底流壓（5 MPa左右）較為合適。

3　結論

（1）根據儲層三維地質建模，采用容積法儲量計算地質可采儲量為311×104t，模型計算儲量為322.74× 104t，相對誤差為3.9%，擬合結果較好。

（2）單井歷史擬合誤差在10%以內的井占總井數的91.36%，油藏的總體擬合效果較好，能夠真正模擬油藏的開發動態過程。

（3）數模結果表明：X區長21油藏井底流壓控制在5 MPa左右較為合適。

［1］林博.勝坨油田河流相儲層建筑結構分析與剩余油分布研究［D］.北京：中國石油大學，2007：90-96.

［2］林艷波，李坤全，秦智，等.姬塬油田區精細油藏描述研究［J］.石油化工應用，2011，30（2）：23-27.

［3］吳忠寶，康麗俠，王改娥.三維地質建模及油藏數值模擬一體化剩余油分布規律研究［J］.地質與資源，2006，15（4）：315-319.

［4］張巖，鄭智君，魯改欣，等.三維地質建模與數值模擬技術在裂縫型有水氣藏開發中的應用［J］.天然氣地球科學，2010，21（5）：863-866.

［5］王兆峰，方甲中，唐資昌，等.縫洞型碳酸鹽巖油藏地質建模和油藏數值模擬研究［J］.石油天然氣學報，2012，34（9）：1-5.

Study on geological modeling and numerical simulation in Jiyuan oilfield X area

WANG Mu，LI Mao，GAO Jie，WANG Lei，DAI Sha
（Oil Production Plant 12 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Heshui Gansu 745400，China）

Firstly，based on deep understanding of reservoir geology，3D geological model is established by using geological，logging data.Secondly，on the basis of the production performanced data，the numerical simulation techniques is used to get the reasonable reservoir mode by means of history matching and parameters adjustment.Finally，the optimization of reasonable producing pressure difference，the most ideal development result can be obtained when the reasonable producing pressure difference remains to be at about 5 MPa.

Jiyuan oilfield；geological modeling；numerical simulation；reasonable producing pressure difference

TE121.34

A

1673-5285（2016）10-0117-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.027

2016-08-16

王牧，男（1987-），2012年畢業于中國石油大學（華東）石油工程專業，目前從事油藏開發及工藝管理工作，郵箱：18393690431@163.com。