双重介质油藏数值模拟研究

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　[摘 要]沙一下生物灰岩是大港王徐庄油田的主力层系，由于储层裂缝发育，导致开发过程中注水水窜问题突出，受益油井含水上升快，注水效果不理想，亟需对裂缝型油藏开展剩余油分布规律研究研究来指导开发工作。本次研究采用双重介质油藏双孔双渗模型，分析各区块水淹特征、剩余油分布规律，与油藏动态分析相结合，明确剩余油在纵向和平面上的富集区，指明下一步调整挖潜到方向。
　　[关键词]生物灰岩；双重介质油藏 ；剩余油分布规律
　　中图分类号：TE319 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）44-0044-01
　　一、概况
　　王徐庄油田构造位置处于黄骅坳陷中南部南大港潜山构造带，其沙一下储层为生物灰岩，油层薄而集中，埋深在2000-2400m，一般单层厚4-6m，分布稳定且面积较大，是王徐庄油田的主力开发层系。经过长期开发，目前采收率高达33.5%，受构造、岩性、裂缝等因素的影响，层内非均质性严重，注水水窜问题突出，受益油井含水上升快，注水效果不理想，所以，需要继续深入开展双重介质油藏评价研究，明确剩余油分布，以更好的指导下一步开发部署。
　　二、双重介质油藏油藏数值模拟研究
　　2.1 油藏数值模型的建立
　　根据地质建模成果，粗化得出建模所需各种属性，包括基质和裂缝两套属性，如构造属性、渗透率、孔隙度和有效厚度等建模基本数据体。
　　首先，将由PETREL地质建模得到的裂缝模型，采用ODA方法粗化得到数值模拟所需要的裂缝X向渗透率、裂缝Y相渗透率、裂缝孔隙度、Sigma因子等参数，进而得到双重介质模型的裂缝模型。再将双重介质裂缝模型与及基质模型合在一起得到双重介质数模模型的整个属性模型。对于不同的断块设定不同的平衡分区，从而给定不同的油水界面以及油气界面再现油田初始含油范围。同时将油藏流体及岩石参数，原油物性参数，相渗曲线，生产数据输入模型，建立完整的油藏数值模型。
　　2.2 开发动态历史拟合方法研究
　　历史拟合是数值模拟的关键，拟合的好坏直接影响到剩余油分布的可靠性，历史拟合包括储量拟合和生产动态拟合；而在动态拟合中，只有整体或区块指标拟合是不够的，还必须进行精细的单井指标拟合。由于油藏的生产年限较长，且措施较多，历史拟合是一个十分复杂的过程。因此，为了确保历史拟合能真实的反映地下流体分布状况及渗流特征，总结了以下几点方法：
　　对于储量拟合：
　　初始储量主要与圈定的含油范围以及基质相渗的相渗端点来控制，以归一化后的相渗端点为主并根据实际需要微调；初始的含油面积根据地质成果进行圈定，并在后期根据早期井见水时间微调油水界面进行调整；对于影响储量的属性，孔隙度认为不可修改，净毛比可根据实际单井拟合略微调整。
　　对于压力拟合：
　　在压力拟合过程中，主要对生产井进行配液生产，在储量拟合的基础上（明确了地层中的孔隙体积），数模中的配液量可以达到历史值中的配液量要求，则数模中的地层能量足以供给每口井的产液量要求，则此时井点处的井底流压可以模拟出历史中的井底流压，此时地层中的平均地层压力也与历史中区块的平均地层压力较为接近。
　　对于区块整体：
　　主要通过调整油水界面和相渗来完成：由于在处理相渗数据时往往通过相渗归一化的方法得到归一化相渗，数模中我们首先赋相同的相渗；
　　（1）由于井区初始的油水界面划分不清，部分处于油水过渡带的井初始含水拟合情况差异很大。因此在历史拟合过程中，根据油水过渡带的油井初始含水率以及见水时间调节各油层的油水系统以及油水界面。
　　（2）调整的出发点：油田开发初期以及生产的后期是两个比较有特点和代表性的时期，初期多大产量油井，日产油量大，含水上升慢；后期处于高含水时期，日产油量小，含水率变化平稳。
　　（3）对策：初期产油下降快，含水上升快---拉高油相相渗，降低水相相渗；后期产油量仍然很高，含水上不去，拉高水相相渗。
　　对于单井：
　　主要依据油水运动规律、水线推进速度，进行由点到局部、由局部到面、由平面到纵向、由面到体的拟合。
　　（1）逐井逐层进行动态分析，以井组为单位，分析不同时间段同一井组中的注采对应关系、注水见效方向、地层水能量大小、断层的封闭性等，从而对初期见水时间、见水后的含水上升、含水率发生突变等历史现象进行拟合。
　　（2）示踪剂分析成果作为裂缝性油藏单井拟合中的主要依据，对于有示踪剂的井组中，通过示踪剂的见效方向和见效速度，对裂缝渗透率、基质渗透率进行调整从而与示踪剂研究成果相符，另外，通过示踪剂也可判定断层的封闭性这一重要属性。
　　（3）历年的产液剖面、吸水剖面、水淹层测井资料，以及生产报表中备注的措施大事件（例如堵水），再加上此次地质研究成果等，作为历史拟合的重要依据；
　　（4）重点拟合开采时间长、注采量大的井；对开采的最后一个阶段进行重点拟合，因其对剩余油分布的影响较大；
　　（5）实际拟合过程中，主要对井间的基质渗透率、裂缝渗透率进行调整，根据实际需要进行油水界面的调整、断层封闭性的设定、基质相渗分区的设定等，在局部若油井产油量过高，且见水时间晚，或产油量过低，且见水时间早，可适当调低或调高NTG。
　　2.3 拟合结果
　　大港王徐庄油田一二三四六断块沙一下数模储量拟合结果为X万吨，地质储量为XX万吨，拟合误差为4.5%。对模拟区99口井进行模拟，其中一断块拟合率92.3%，二斷块拟合率92.1%，三四六断块拟合率88.6%，总体单井含水拟合率达90.9%，拟合情况较好，由拟合结果可知，数值模拟结果与历史动态是相符合的，利用数值模拟得出的剩余油分布也是可靠的。
　　三、结论与认识
　　（1）双重介质油藏剩余油主要控制因素为：注采井网及开发方式、裂缝分布密度及方向、断层的封闭性及走向、构造展布、岩性等多重因素共同控制。
　　（2）王徐庄双重介质生物灰岩油藏，剩余油主要分布在裂缝滞留区、注水未波及区、边部角隅区，封闭断层处，岩性控制区。
　　本文通过地质、测井、地震、核磁共振等多学科综合研究，对低渗透裂缝性油藏进行了精细油藏描述，针对大港王徐庄油田裂缝性油藏双重介质渗流特点，结合大量实验分析与理论研究，发展并建立了变形双重介质油藏数值模型及求解方法.在此基础上，对王徐庄油田裂缝性油藏的变形特征和采油机理进行了系统的实验和数值模拟研究，并确定了低渗透裂缝性油藏的开发方式和井网部署，制定了合理有效的开发方案.应用该文提出的低渗透裂缝性油藏开发理论与方法，有效解决了此类油藏开发中的几个关键问题。
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