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摘要:本文通過對商13-45塊進行了油藏數(shù)值模擬和剩余油研究,確定了剩余油分布,認為構(gòu)造和井網(wǎng)完善程度控制了剩余油在平面上的分布,并將研究結(jié)果應用于生產(chǎn)實際中,提出了下步潛力方向。

關(guān)鍵詞:斷塊油藏;數(shù)值模擬;剩余油;構(gòu)造

1、地質(zhì)情況簡介

商13-45斷塊內(nèi)共24條斷層,其中有13條斷距相對較大(10～30m),延伸長度較長,將整個斷塊分為9個相對獨立的斷塊。其余斷層斷距相對較小(<10m),延伸長度較小。且有侵入巖,在油層內(nèi)均形成巖墻,具有封堵作用。沙二下為三角洲相沉積,地層厚度約230m,巖性以砂泥巖互層為主。儲層平均孔隙度20.4%,平均滲透率32.4×10-3um2,屬常規(guī)低滲透油藏,油層埋深2250-2480m,含油砂組3個(一+二、三、四),含油小層39個,小層厚度平均1.5m,含油面積5.0km2,石油地質(zhì)儲量727×104t,全部投入注水開發(fā)。

2、開發(fā)現(xiàn)狀及特點

該塊自1975年以來的開發(fā)歷程中經(jīng)歷了注水開發(fā)奪高產(chǎn)、低滲油田正常穩(wěn)產(chǎn)、產(chǎn)量遞減、加密調(diào)整完善注采井網(wǎng)及低產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)五個階段。至今,鉆遇井109口,共有68口井采過油,40口井注過水。

開發(fā)特點主要表現(xiàn)為:①為常溫常壓低粘未飽和層狀斷塊低滲透油藏;②大段合注合采,造成層間水驅(qū)動用程度不均,水淹程度不均;③由于井況的損壞造成平面注采不完善,地層壓力下降,儲量動用狀況變差。

3、模型的建立

3.1網(wǎng)格模型

根據(jù)油藏實際特點,選用從LandMark公司引進的VIP油藏數(shù)值模擬軟件,選擇黑油模型,建立了一+二、三和四3套砂層組的三維三相地質(zhì)模型。

選擇網(wǎng)格方向時,將控油主斷層方向作為X軸方向,采用均勻的直角坐標網(wǎng)格模型。選擇網(wǎng)格大小時,主要考慮到計算機運算時間和適應井距的網(wǎng)格間距。綜合結(jié)果,X軸方向劃分78個網(wǎng)格,Y軸方向50個,網(wǎng)格步長約44.2米。

模擬層的劃分,既要滿足模擬研究的目的和目標,又要考慮儲層的物性和油水系統(tǒng)關(guān)系,同時還應考慮到資料的完整性。經(jīng)綜合權(quán)衡,將目標區(qū)分為36個模擬層,模型的總節(jié)點數(shù)達140400個。

3.2構(gòu)造模型

在建立數(shù)模構(gòu)造模型之前,首先對三維地質(zhì)建模的地質(zhì)模型數(shù)據(jù)進行網(wǎng)格粗化,然后將網(wǎng)格數(shù)據(jù)輸出到VIP數(shù)值模擬軟件,形成數(shù)值模擬構(gòu)造模型。

3.3儲層屬性模型

三維建模輸出到VIP的有效厚度模型、孔隙度模型、滲透率模型和原始含油飽和度模型。

3.4流體模型

流體模型主要描述油藏中流體的物理性質(zhì),數(shù)據(jù)主要是通過實驗室實驗得到的。原油飽和壓力平均11.9MPa;原始油氣比92.7m3/t,體積系數(shù)1.30,地層原油粘度0.82mPa.S,地層水粘度0.3mPa.S,地面原油密度0.87g/cm3,地面原油粘度7.34mPa.S。

4、歷史擬合

經(jīng)過對區(qū)塊儲量、日產(chǎn)油、含水率、累積產(chǎn)油產(chǎn)水量進行擬合,輸出曲線反映其變化趨勢與實際點基本吻合。

5、剩余油研究

5.1剩余油分布

5.1.1平面分布

1)受構(gòu)造因素控制形成剩余油滯留區(qū)

在小斷塊和斷層遮擋的邊角處有剩余油富集。如在一～四砂組的商13-381～商13-171井區(qū)、一砂組的商13-194井區(qū)由于受斷層遮擋,水驅(qū)難以波及,仍然有較高豐度的剩余油富集。

2)注水井與注水井之間形成剩余油富集區(qū)

由于注水井之間兩側(cè)驅(qū)動水的推進,兩條水線尚未相接時,在水線前緣間形成剩余油區(qū)域。如商13-543至商13-55井區(qū),東邊有商13-52和商13-54井注水,西邊有商13-73、商13-63及后來轉(zhuǎn)注的商13-542和商13-546井注水,在兩側(cè)注水井之間形成豐度相對較高的剩余油富集區(qū)。

3)儲量分布分散的地帶存在零星剩余油

這是由于距離注水井遠、無井點控制、未能水驅(qū)波及,或無采油井點而造成,它們多以零星片狀分布于油層中。在油藏東部的商79、商13-258和商13-13井區(qū),僅單井鉆遇商13-544和商13-195井區(qū)由于儲層薄,儲量豐度低,形不成注采關(guān)系等,仍有一定的剩余油分布。

5.1.2縱向上剩余油分布

相對采出程度大于110%的小層有9層(一+二5三3.5.12四5.6.7.8.11),多分布在4砂組的上中部。相對采出程度在80至110之間的有15層(一+二2.3.7.8三1.2.6.9.10.11四1.2.3.4.9),儲量動用程度中等。相對采出程度低于80的有12層(一+二1、4、6、9、10三4、7、8四10、12、13、14),主要分布在4砂組下部和1+2砂組的上部,儲量動用程度較差,采出程度低于11.8%。在同一砂組組內(nèi)部,儲量動用程度也有較大差異,尤其4砂組,14小層以下未動用,10、12和13小層動用程度差,采出程度小于8.5%,5～8小層動用程度最好,采出程度達18.0%以上。

5.2剩余油潛力

根據(jù)油藏數(shù)值模擬結(jié)果統(tǒng)計,對每個小層進行潛力分析,參照地質(zhì)儲層分類和儲量動用分類辦法,可分為三類:

一類潛力層:單層剩余可采儲量4.0×104t以上,共10個小層,主要分布在一+二砂組和三砂組,剩余可采儲量60.7×104t,占總剩余可采儲量的52.5%。這類油層一般也是地質(zhì)分類的一類油層,儲量基數(shù)較大,由于注采井網(wǎng)不夠完善,采出程度一般低于平均采出程度,是下一步剩余油挖潛的重點。

二類潛力層:單層剩余可采儲量在2.0～4.0×104t之間,共11個小層,均勻分布于三個砂組,剩余可采儲量35.0×104t,占總剩余可采儲量的30.3%。這類油層一般是地質(zhì)分類的一、二類油層,儲量基數(shù)中等,注采井網(wǎng)相對完善,采出程度一般低于平均采出程度,挖掘剩余油仍有一定的潛力,是下一步剩余油挖潛的一般潛力層。

三類潛力層:潛力較小層,單層剩余可采儲量小于2.0×104t,共15個小層,多分布于四砂組,剩余可采儲量20.0×104t,占總剩余可采儲量的17.3%。

6、結(jié)論

①油藏數(shù)值模擬結(jié)合動態(tài)分析,為老區(qū)調(diào)整指出了調(diào)整方向和目標。

②注采系統(tǒng)的完善程度控制著剩余油的分布,而儲層的沉積微相及非均質(zhì)性是影響剩余油分布規(guī)律的主要因素。發(fā)現(xiàn)研究區(qū)剩余油的分布表現(xiàn)為:平面上受構(gòu)造因素控制形成剩余油滯留區(qū)、注水井之間形成剩余油富集區(qū)、儲量分布分散的地帶存在零星剩余油?？v向上富集區(qū)在4砂組上中部。

③根據(jù)油藏數(shù)值模擬結(jié)果統(tǒng)計,得出研究區(qū)剩余地質(zhì)儲量615.9×104t,其中強水淹儲量44.3×104t,中強水淹儲量80.4×104t,中水淹儲量86.2×104t,弱水淹儲量108.4×104t,未水淹儲量296.6×104t。而運用油藏工程和數(shù)值模擬兩種方法計算的最終采收率目標值為30.9%。

參考文獻:

[1](美)哈利德•阿齊茲,(加)安東尼•塞特瑞,油藏數(shù)值模擬,2004

[2]張暉,油藏數(shù)值模擬法在臨盤油田盤7塊調(diào)整挖潛中的應用,2008。