油藏数值模拟在河流相整装油藏中的应用

兰丽丽

摘 要：【目的】利用油藏数值模拟技术计算并模拟油藏开发历程中的动态变化，通过网格内的流体流动状态及数值的计算来预测不同预案下的开发状况，以预测在不同开采方案下的油气生产情况。【方法】针对河流相整装油藏类型，采取有针对性的参数调整方法并建立动态模型，以精细油藏描述成果及三维油藏模型为基础，以油田投产以来区块全部油水井动态资料为依据进行研究。【结果】对东营坳陷东部区块开展数值模拟，并对历史动态进行精准拟合，整体含水拟合率从85.3%提升至92.7%；总结了本区块剩余油分布规律，提出4个有利开发区，增加可采储量12.3万t。【结论】油藏数值模拟方案通过对区块整体和单井的拟合，以及数据精准描述地层开发过程及储层动态变化，找到剩余油的分布位置，为制定合理的开发调整方案提供可信的科学依据。

关键词：河流相；整装油藏；数值模拟；历史拟合；剩余油

中图分类号：TE347    文献标志码：A     文章编号：1003-5168（2024）03-0042-06

DOI：10.19968/j.cnki.hnkj.1003-5168.2024.03.009

Application of Reservoir Numerical Simulation in Fluvial Facies

Integrated Reservoirs

LAN Lili

（Shengli Oilfield Geophysical Exploration Research Institute， Dongying 257000，China）

Abstract： [Purposes] This paper aims to use reservoir numerical simulation technology to calculate and simulate the dynamic changes during the development process of the reservoir， predict the development status under different plans through the calculation of fluid flow status and numerical values within the grid， and predict the oil and gas production situation under different development plans. [Methods] Targeted parameter adjustment methods and dynamic model establishment are adopted for the type of fluvial facies integrated oil reservoirs. Based on the results of fine reservoir description and three-dimensional reservoir model， the dynamic data of all oil and water wells in the block since the oilfield was put into operation are used as the basis. [Findings] This article conducted numerical simulation on the eastern block of Dongying Depression， accurately fitting historical dynamics， and increasing the overall water content fitting rate from 85.3% to 92.7%. It also summarized the distribution pattern of remaining oil in this block， proposed four favorable development zones， and increased recoverable reserves by 123 000 tons. [Conclusions] Through the fitting of the whole block and single well， as well as the accurate description of the formation development process and the dynamic change of the reservoir， the numerical simulation scheme of the reservoir can find the distribution position of the remaining oil and provide a credible scientific basis for formulating a reasonable development adjustment scheme.

Keywords： fluvial facies; integrated oil reservoir; numerical simulation; historical fitting; remaining oil

0 引言

油藏數值模拟方法是一种具象化的模拟计算工具，通过与三维油藏模型相结合，以渗流力学、流体工程力学等计算方法为基础，研究地层中油、气、水的渗流规律、驱油机理及剩余油分布，从而模拟出油藏整个开发阶段的动态变化过程。油藏数值模拟方法的使用开始于20世纪30年代，基础理论是基于达西渗流定律提出的。当时的模型主要用于预测油藏的动态变化、采收率和选择合适的开采方式，直至70年代初才出现第一批商业化软件。但由于数值模拟技术不完善、计算机费用昂贵等缺点，油藏模拟仅用于少数专家的研究工作。随着技术的逐步发展和完善，20世纪80年代初，油藏数值模拟开始向大型多功能综合性软件系列发展。目前，随着计算机应用数学和油藏工程的发展，油藏数值模拟方法在石油工业中得到迅速发展和广泛应用，并逐渐成为一种相对成熟的应用技术［1-5］。

1 地质概况

目前，华北地区东部老油田已进入开发中后期，井网密集，采出程度高，综合含水高，开发形势日趋严峻。虽已进入特高含水后期开发阶段，但仍然是油田调整挖潜的主要阵地，对油田的稳产具有重要意义。本次数值模拟研究以东营坳陷G2区块为例，该区块是中间高、边部低的牵引背斜构造，构造比较简单，地势平缓，为整装高渗油气藏。该区自1986年投产，目前分Ng4、Ng5和Ng6三套层系开发，其中Ng4地质储量为665万 t。目的层总共发育16个小层，主力层为42、45。主力层储量占单元总储量的57.5%。主力层45层整体厚度较小，砂体连片发育，42层北部层薄、南部砂体连片发育；非主力层44呈条带状分布，其他非主力小层油砂体呈土豆狀零散分布。2004年底开始注聚，注聚地层主要覆盖Ng4和Ng5两套层系。2011年中旬整体转入后续水驱，累计注入溶液0.692 PV，注入聚合物23 589 t，提高采收率6.99%。

2 油藏数值模拟

针对G2区块的油藏构造特征、储层展布特征、流体渗流特征、历史注采情况等动静态资料，前期建立了符合该区块的三维地质模型。本项目在三维油藏模型的基础上，开展有针对性地适用于G2区块的油藏数值模拟技术研究。

2.1 建立油藏数值模拟模型

2.1.1 网格类型的选择。通过对正交网格、角点网格等网格类型的适用性分析，采用角点网格来建立本次数值模拟模型。角点网格相较于正交网格更加灵活，可以通过网格的扭转与变形来更精准地模拟断层、尖灭、剥蚀、不规则边界等地质现象，是目前相对来说更加成熟的算法，也是本次数值模拟的最佳选择［6］。

2.1.2 数模模型的网格设计。

①建立网格的原则。数值模拟网格是在地质模型网格的基础上得到的。在建立网格时遵循了以下几条原则：一是在条件允许的情况下尽量使网格正交，而且尽量使网格保持均匀；二是虽然角点网格已经非常成熟，但在建立角点网格时不要过分扭曲网格；三是网格的走向应该与油藏内流体的流动方向大体一致，其是网格划分应该遵守的最重要的一条原则，基于这一原则，考虑大部分水平井的走向，在主断层设置网格控制线，使网格与主要大断层的走向一致，以保证油藏内大部分的水平井走向大致与网格方向一致；五是 DX/DY 基本接近于1；六是井与井之间应不少于三个网格。

②平面网格划分。目前，数值模拟要求越来越精细，但计算机硬件是制约计算速度的瓶颈。为了建立现有的计算机条件下更精细的模型，对平面网格步长选择10 m、20 m、30 m建立三个模型进行优化选择。通过对三种规模的模型进行比较，在计算速度能接受的条件下，选择了步长为20 m的网格，使模型较为精细地体现油藏的非均质性。

③纵向网格划分。纵向上网格步长的选择，主要考虑兼顾计算速度和计算精度。在油层和油水过渡带，纵向网格步长基本保持0.5 m一个网格。最终确定网格规模为136×196×32个，总数为852 992 个，其中有效网格143 796个。

2.1.3 构造模型和储层模型。油藏数值模拟模型中的构造模型和储层模型由前期建立的三维地质模型粗化得到。模型粗化是使细网格的精细地质模型“转化”为粗网格模型的过程。在这一过程中，用一系列等效的粗网格去“替代”精细模型中的细网格，并使该等效网格模型能反映原模型的地质特征及流动响应［7］。根据数模的要求，需要输出粗化的孔渗模型、净毛比模型。净毛比模型、孔渗模型均为标量，在粗化时主要应用算术平均法和均方根法进行粗化。其中净毛比采用体积加权，孔渗采用体积和净毛比加权，从而使粗化的模型能够真实反映原模型的地质特征及流动响应［8］。

2.1.4 流体模型。

①油水相对渗透率。根据区块的2口取芯井开发试验资料，得出该区块的相对渗透率曲线，如图1所示，用于该油藏的模拟计算。由图1可以计算得出：原始含油饱和度为0.665，流动水饱和度为0.345，残余油饱和度为0.203。

②高压物性参数。根据油井投产初期实际生产资料，Ng1+2～Ng4小层地面脱气原油密度为0.96 g/cm3，地面原油黏度为1 066 mPa·s，地下原油密度为0.89 g/cm3，地下原油黏度为38 mPa·s。

2.2 动态模型

该模拟整理了148口油井和45口水井的生产、射孔和措施数据。从1986年8月至2019年3月每个月划分一个时间阶段，使生产作业史与实际作业情况保持一致。生产作业史包括射孔、补孔、改层、封堵、压裂、酸化、封井等措施作业的具体时间和井深，结合井的注采动态数据及产量，通过SCHEDULE模块，建立油藏的动态模型［9-10］。

2.3 历史拟合

在研究区数值模拟过程中，充分应用建模数模一体化技术，针对二元驱阶段开发特点，通过相渗曲线、油水界面、黏浓关系、界面张力、非可及孔隙体积等参数的调整，完成了研究区的历史拟合。

2.3.1 参数可调整范围。在历史拟合过程中，如果单以实际油藏动态数据来确定模型参数，则参数调整自由度较大，导致矛盾较多。为了避免参数调整的随意性，根据资料来源和质量确定参数的调整次序和原则。

①尽量不做调整的参数。一是储层孔隙度、有效厚度数据来自测井解释资料，井点处参数一般不做调整，对井间插值的结果可作适当修改；二是对构造形态、储层、厚度不作调整；三是对地层水、原油的PVT参数不作调整。

②可以适当调整的参数：一是水区能量和岩石压缩系数是调整油藏能量的主要参数；二是相对渗透率曲线和毛管压力曲线可作为拟合含水和产水量的主要调整参数；三是渗透率参数主要来源于测井解释结果，误差较大，因此渗透率特别是方向渗透率可作一定的调整 ［11-13］。

2.3.2 油藏开发指标的拟合。研究区历史拟合包括整体地层压力、综合含水、单井含水率、产量等数据的拟合。在拟合的过程中，通过在参数合理的调整范围以内，对储层的参数进行调整，从而达到更高的拟合精度。

①主要修改参数。该模拟采取的是定液量生产，所以单井和区块的计算液量和实际资料是一致的。为了提高单井产水量和含水率的拟合精度，首先整理区块所有注采井的注采资料，绘制所有生产井与注水井的单井生产曲线，分析单井生产状况与含水变化的原因，有目的地修改油藏参数［14］。主要根据各井含水情况不同，对以下参数进行了调整：一是水区能量；二是在油水相渗曲线基础上，对该曲线进行插值和光滑处理，并进行细微调整；三是根据各井二次解释的有效厚度适当修改毛管压力，以调整各井区的油水过渡带的大小；四是在模拟水驱油的过程中，对渗透率特别是垂向渗透率做了一定程度的调整；五是拟合底水锥进时，对夹层的渗透性进行了调整。

②区块拟合结果。此次模拟对151口油井进行了历史拟合，拟合较好的井有132口，占87.4%，表明油藏的总体拟合效果较好，可以较精准地表征整体区块在开发过程中的地层变化、流体流动特征等，也为后面剩余油分布規律研究和方案预测提供更精准的参考，如图2、图3 所示。

③单井动态指标拟合。区块动态指标拟合反映的是整个开发变化规律，由于储层空间的非均质性，即使区块指标拟合良好，也会存在局部拟合上的较大误差。因此，必须在区块拟合的基础上进行单井动态历史拟合，以期从宏观到微观把握油藏动态规律，提高后期预测分析的精度［15］。单井含水率的拟合主要是通过对相对渗透率曲线端点标定与修正来达到单井含水率拟合的目的。由于油井计算控制条件是定液生产，在含水拟合完成后，日产油指标自然得到较好的反映，具体如图4、图5所示。

3 剩余油分布规律

研究区Ng4单元自1986年投产以来，经历了天然能量、水驱、聚驱、后续水驱等开发阶段，综合含水率高达96.5%，采出程度为30.3%。随着储层及动态认识的不断深入，暴露出构造变化较大、注采流线固定、平面层间矛盾突出等问题， 因此有必要对研究区精细地质和剩余油分布进行研究，以进一步提高采收率。

3.1 平面剩余油分布特征

3.1.1 部分构造边部剩余油相对富集。A井：南部剩余油饱和度达0.64，储量丰度达45×104 t/km2； B井：东北部剩余油饱和度达0.63，储量丰度达63×104 t/km2，具体如图6、图7所示。

3.1.2 油藏内部无井控制处剩余油相对富集。C井：东部剩余油饱和度达0.64，储量丰度达52×104  t/km2；D井：南部的剩余油饱和度达0.62，储量丰度达44×104  t/km2，具体如图8、图9所示。

3.1.3 无井控制的独立砂体剩余油相对富集。研究区部分小层砂体较零散，独立砂体发育，其中部分砂体无生产井，剩余油比较富集，如Ng44的F井西北部，具体如图10、图11所示。

3.2 纵向剩余油分布特征

本次数模Ng4单元总共10个小层，主力层为42、45小层，主力层储量占单元总储量的72.1%；非主力层32、35、41、43、44储量占总储量的26.7%；低储量层为31、33、34，储量占总储量的1.2%。

3.2.1 低储量层基本处于未开发状态。低储量油层31、33、34剩余油呈土豆状零散分布，含油面积小，储量低。某井1992年1月钻开34层，1992年3、4月与42层合采，产量低，时间短。 31、33层无油水井，完全处于未开发状态。这3层由于含油面积小储量低，在后期的开发方案调整中也基本不予考虑，具体如图12、图13所示。

3.2.2 非主力油层开发效果较差，但部分层还有一定的开发潜力。非主力油层由于砂体不连片，呈土豆状零散分布，井网很难完善，注采对应率也很低，因此开发效果较差。如Ng32、Ng35、Ng41层地质储量、剩余储量及采出程度都很低。但Ng43、Ng44砂体相对较好，尤其Ng44呈条带分布，储量相对较多，剩余储量较丰富，具有一定的开发潜力，具体如图14、图15所示。

3.2.3 主力油层开发效果较理想。主力层Ng42、Ng45 的地质储量、采出程度及剩余储量较高，开发效果较理想。主要原因：一是储层发育好，砂体连片分布，油藏连通性好；二是注采井网相对较完善，注采对应率高，具体如图16、图17所示。

3.2.4 剩余油主要分布在主力油层。研究区Ng3-4小层储量统计如图18所示。由图18可知，主力油层Ng42、Ng45的地质储量和累积产油量都比其他层高，开发效果最好，同时剩余储量也最多，分别占总储量的27.88%和38.12%，是下一步挖潜的重点。

4 结论

①在特高含水开发后期，储层特征、地层含油性等较开发初期有很大的变化，通过油藏数值模拟来演化开发过程中的动态变化已成为老区油藏描述中不可或缺的工具，其研究成果可直接应用于油田的实际生产，并已经取得较好的应用效果。

②对于不同类型油藏的实际情况，可制定有针对性的开发方案。针对不同沉积相油藏、不同流体特征油藏等，可通过调整相应参数来进行精准模拟，最终确定剩余油分布规律，为下一步预测与挖潜提供依据。

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