王 勇岳 靜

（1.勝利油田東勝公司 山東 東營 257000；2.勝利油田石油開發(fā)中心有限公司 山東 東營 257000）

1 油藏概況

太平油田沾188塊地理上位于山東省東營市河口區(qū)太平鄉(xiāng)境內(nèi)，構(gòu)造上位于義和莊凸起沾5高點的東北緩坡帶，南接邵家洼陷,西為義和莊凸起主體部位，北為義北斜坡帶和郭局子洼陷，東鄰四扣洼陷。該區(qū)構(gòu)造簡單，總體上具寬緩的鼻狀構(gòu)造特點，區(qū)內(nèi)無明顯斷層。其中主力含油層Ng下4、5砂組構(gòu)造較為平緩，坡度小于2-3°，埋藏深度在1300米左右，北東低，西南高，Ng下4、5砂組各小層由凸起周邊向主體部位層層超披覆在基巖之上，形成地層超覆圈閉。含油面積11.3km2，地質(zhì)儲量 1070×104t。 平均滲透率 1307×10-3μm2，平均孔隙度33.4%，屬于較高滲透率、高孔隙度類型儲層。地面原油密度分布在0.9712-1.0283g/cm3，平均值0.990g/cm3；地面原油粘度分布在485-22798mPa·s，平均值 8649mPa·s，屬于稠油，平面上具有南稀北稠、東稀西稠的特征。地層水水型為NaHCO3型氯離子分布在2710-3678 mg/L，總礦化度5968-7313mg/L。油層溫度為61.3℃，折算地溫梯度為3.2℃/100m，原始地層壓力12.9MPa，壓力系數(shù)0.99，屬于常溫常壓系統(tǒng)。

2 開發(fā)簡況

2003年對沾188區(qū)南部按照380米方形井網(wǎng)部署試驗井組，全部獲得中產(chǎn)以上工業(yè)油流，其中沾47井和沾14-42井日產(chǎn)油達到10t/d以上，為該區(qū)全面開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。2004年進行產(chǎn)能建設(shè)，采用380×380m井網(wǎng)，利用天然能量開采。2008年日產(chǎn)達到高峰183t/d，年產(chǎn)油5.7×104t。自2008年以來含水逐漸上升，截止開展數(shù)值模擬研究調(diào)整前（2010.10）油井開井48口，日產(chǎn)油112t/d，平均單井日產(chǎn)油能力2.3t/d，綜合含水77.6%，采油速度僅0.43%，采出程度3.95%。整體處于低產(chǎn)能、低速、低采出程度、中高含水“三低一高”階段。

3 模型建立及歷史擬合

因該塊純油區(qū)和油水過渡帶、南區(qū)和北區(qū)的油井開發(fā)效果差異較大，因此建立了南區(qū)大井組模型進行研究，該南區(qū)大井組地質(zhì)儲量為274萬噸。研究區(qū)第三系館陶組直接超覆-披覆于古生界地層之上，地層沉積受古地形影響，從低部位向西部高點層層超覆，屬河流相沉積，在建模過程中運用模型確定了超覆邊界。在數(shù)據(jù)統(tǒng)計規(guī)律分析的基礎(chǔ)上，采用高斯序貫隨機方法，引用小層厚度作為協(xié)約束條件，以代替相約束控制屬性空間變化特征，對測井解釋的孔隙度進行空間內(nèi)插和外推，建立三維孔隙度模型，采用序貫高斯協(xié)同模擬技術(shù)，用孔隙度模型進行約束，建立滲透率模型。平面上劃分82×70個網(wǎng)格，每個網(wǎng)格的大小為25m×25m；縱向上劃分5個層，包括3個砂層和2個隔層；模型共計節(jié)點數(shù)28700個。

在充分利用室內(nèi)實驗、現(xiàn)場監(jiān)測資料的基礎(chǔ)上，調(diào)整模型地質(zhì)參數(shù)和生產(chǎn)參數(shù)進行了歷史擬合，模型中設(shè)置生產(chǎn)井采用定液量的方式生產(chǎn)。運算結(jié)果顯示，該區(qū)塊地層壓力保持水平較好。

區(qū)塊整體日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、含水率均達到較高的擬合精度，后期擬合精度好于生產(chǎn)初期；單井日液、日油擬合誤差控制在10%以內(nèi)，達到較高的擬合精度，如圖1至2所示。

在此基礎(chǔ)上模擬指導(dǎo)開發(fā)調(diào)整是可信的。

圖1 日液、日油擬合圖

圖2 日油、含水?dāng)M合

4 模型應(yīng)用

4.1 剩余油分布規(guī)律描述

1）平面剩余油

（1）受邊水影響的部位剩余油飽和度較低

通過建立南區(qū)數(shù)值模擬模型研究了主力層的剩余油分布規(guī)律，從剩余油飽和度場圖來看，如圖3所示，油井主要受邊水的影響，部分高部位油井受物性影響，其余地帶剩余油飽和度較高，平均達0.54以上。

圖3 平面含油飽和度分布

圖4 縱向飽和度分布

（2）高部位因油水分異不徹底、物性差，致剩余油飽和度較低

（3）剩余油整體富集

因稠油滲流存在啟動壓力梯度，其動用半徑小，井間含油飽和度高，剩余油整體富集。

2）縱向剩余油

歷史擬合研究的剩余油飽和度場顯示3個主力小層的剩余油飽和度都比較高，如圖4所示，其中Ng下45層最高為0.55、Ng下46層最高為0.54、受底水影響Ng下51層為0.52。

4.2 指導(dǎo)井位部署

根據(jù)數(shù)值模擬[1]結(jié)果剩余油分布描述結(jié)果，選取剩余油較富集有利區(qū)域部署新井1口沾14-平1井。

模擬該井日液20t/d計算，至2012年11月累油7710。該井自投產(chǎn)以來平均日產(chǎn)液18.5t/d，平均日產(chǎn)油為10.6t/d，與數(shù)值模擬設(shè)計計算結(jié)果吻合程度高，進一步證明了油藏描述及數(shù)值模擬歷史擬合結(jié)果的準(zhǔn)確性。

2010年10 月以來，根據(jù)地質(zhì)及剩余油研究成果，在該井區(qū)共計部署新井14口，通過數(shù)值模擬手段預(yù)測新井產(chǎn)能與實際生產(chǎn)情況接近。

4.3 指導(dǎo)修正模型

新井軌跡導(dǎo)入模型后，水平段不在模型內(nèi)，通過地震構(gòu)造趨勢面約束等手段對地質(zhì)模型進行了適當(dāng)修正，使模型更為符合實際，滿足了模擬需要。

4.4 指導(dǎo)措施制定

根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，結(jié)合油藏生產(chǎn)動態(tài)分析，提出挖潛措施[2]，保證老區(qū)的穩(wěn)產(chǎn)。高含水井沾14-241井封下采上。預(yù)計該井采取封下采上措施后，含水由90%降至30%，日增油2t，全年累增油500噸。高含水井沾14-22井補孔合采。預(yù)計采取補孔合采措施后，初期含水降低10%，日增油1t，全年累增油300噸。

4.5 指導(dǎo)注采調(diào)配

高含水井沾14-42井暫閉。該井在關(guān)井前含水高達96%。通過關(guān)閉該井，調(diào)整平面壓力場分布控制邊水推進速度，模擬結(jié)果可以看出該井暫閉后水線推進速度明顯降低。

油水邊界處油井沾14-平15井適當(dāng)降參。降參后，水侵速度變緩，水侵量略有降低。

5 認識和總結(jié)

在精細油藏描述及地質(zhì)建?；A(chǔ)上，結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)開展油藏數(shù)值模擬研究，可以再現(xiàn)油藏開發(fā)歷史，可以定量化的研究油藏剩余油分布，為新井井位部署、措施制定及注采調(diào)配等調(diào)整提供依據(jù)。

在下一步數(shù)模工具使用過程中，應(yīng)重點強化數(shù)模在實際應(yīng)用過程中采用的技術(shù)方法和應(yīng)注意的問題，同時加強油藏數(shù)值模擬技術(shù)的研究工作，使其得到更為廣泛的應(yīng)用，解決生產(chǎn)問題。

［1］李允.油藏模擬[M].山東：石油大學(xué)出版社，1999.

［2］俞啟泰.關(guān)于剩余油分布規(guī)律及綜合挖潛[J].石油勘探與開發(fā)，1997，24（2）：46-50.