基于多層數值模擬技術的渤61塊剩余油分布規律研究

李晶 吳岸 趙鑫 陳峰博

【摘要】南區渤61館3-6塊1973年采取一套層系注水開發，2002年實施低效水驅轉熱采調整，計算采收率可達到23.74%，但還低于孤島油田其它熱采單元，具有進一步調整的潛力，本文通過多層數值模擬技術對該區塊剩余油分布規律研究，剩余油描述到小層，為后面開發方式優化提供依據，同時也可為其他采油廠技術研究提供參考。

【關鍵詞】多層數值模擬 剩余油分析 飽和度

孤島油田南區渤61館3-6塊位于整個孤島油田南部，構造簡單平緩，呈現出由北東向南西傾斜的單斜構造，沉積相主要為河流相沉積體系，水體能量較強。儲層砂體成因類型主要為、河道邊灘、心灘砂體，還有天然堤和廢棄河道砂體等，砂體發育較多，分布較為復雜。含油面積3.7Km2，地質儲量1376x10⁴t。

一、開發現狀

（1）開發狀況

南區渤61館3-6塊1973年采取一套層系注水開發，2002年實施低效水驅轉熱采調整，Ng3 -4層系作為一套層系進行行列式注水開發，Ng5-6層系作為一套層系進行熱采開發。

目前渤61塊Ng3-4水驅單元油井開井28口，水井開井20口，日液水平1762t/d，日油水平69t/d，日注水平1857m3/d，單元含水96.1%，采油速度0.27%，采出程度34%。

渤61塊Ng5-6稠油總井71口，開井68口，單元日液水平1986t/d，日油水平345t/d，采油速度1.8%，采出程度13.4%，采出程度較低。

（2）開采潛力分析

南區渤61館5-6稠油含油面積2.53km2，地質儲量456x10⁴t，目前有總井71口，單井日油水平5.2t，目前已經形成了200x283m不規則的反九點法井網，近幾年經過井網完善調整后，平面上看井網較完善，但由于儲層多，且大部分井合層開采，所以分小層井網并不完善;因此開展儲層精細對比，劃分韻律層，摸清層間小層動用狀況，能夠更好的挖潛層間潛力，提高儲量動用程度，提高單元采收率。

二、數值模擬實現剩余油描述的精細分析

1、南區渤61館5稠油模型建立和歷史擬合

南區渤61館5稠油在模型建立的時候選擇具有代表性的井組進行數值模擬研究，模型區井組篩選需滿足以下原則：

（1）擁有完整的注采井網;（2）油水關系能夠反映油藏實際情況;（3）井組所處的油藏條件具有代表性，結果具有普遍推廣意義。所選模型區包括19口生產井，其中6口井注過水，4口井注汽吞吐熱采。

利用CMC軟件建立模型（圖1）：網格系統劃分：取網格步長為20mx20m。平面劃分為5lx20=1020個網格單元。縱向上模擬13個層，其中4-13為主力油層，共13260個網格節點，包括30口生產井。

利用該區實測物性資料建立組分和流體模型，并根據實際單井井史建立了注汽和生產動態模型。油藏動態數據是油藏開發過程中與時間有關的數據，包括開發歷史中生產井單井的日產油、日產水、累計產油、累計產水、含水以及壓力的變化情況：注汽時單井的日注汽量、累注汽量的變化情況：全區日產油、日產水、累計產油、累計產水、含水、日注汽、累注汽以及壓力的變化情況：完井數據主要包括生產層位、不同時刻的射孔井段等，在此基礎上開展歷史擬合。

從累產油、累產水指標來看（表1），模型區實際累產油為20.8x10⁴t，數模擬合累產油為19.9x10⁴t，累計產油誤差為4.5%，模型區實際累產水為94.2x10⁴t，數模擬合累產水為91.7x10⁴t，累計產水誤差為2.7%，模型區實際累注水和數模擬合累注汽完全一致：擬合精度較高。由全區累產油和含水以的擬合曲線可以看出（圖2]，擬合結果和實際的相差不大，且變化趨勢基本一致，說明擬合反映出了該區的開發歷程，擬合后得到的油藏參數能夠反映地層的實際情況（圖3和圖4）。

三、結論

1、平面上整體剩余油飽和度較高，注水井附近相對較低。

2、縱向上各小層采出程度均較低，底部含油飽和度略低。

參考文獻：

[1]王宏，孫小喜等.孤島南區低品位稠油高效開發技術.石油天然氣學報，2011年7月

作者簡介：李晶，職位：地質技術員，單位：中石化勝利油田分公司孤島采油廠。

通訊作者：陳峰博，男，單位：承德石油高等專科學校，職稱：講師。