北三西东块数值模拟研究
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作者: 刘衡
摘要：高含水期油田开发与调整的基础是搞清剩余油的分布，剩余油总体上高度分散，局部还有富集部位，为了定量描述北三西东块剩余油的分布情况，预测区块开发指标变化规律，开展了北三西东块剩余油分布数值模拟工作。通过数值模拟程序的反复运算最终给出研究区各层系目前剩余油分布图，为进一步挖潜剩余油提供依据。可以总结出剩余油的分布与油藏各开发阶段的井网完善程度密切相关，剩余油分布取决于注入水的侵入速度，注采井网，储层渗透率等因素，井网和注水状况决定了剩余油的分布范围，油层的渗透率决定了剩余油的分布位置。
主题词：数值模拟 剩余油 三维地质模型 历史拟合
1. 区块概况
北三西位于大庆长垣萨尔图油田北部，背斜构造的西翼，北以北3-J2排为界，南以北2-J3排为界，东以北3-J2-41井至北2-J3-50井连线为界，西至萨尔图喇嘛甸油田储量分界线为界所围的区域。面积为18.5 km2。构造较为平缓，地层倾角为20左右。北三西属于萨尔图油田纯油区，发育萨尔图、葡萄花和高台子三套油层，均属于河流-三角洲沉积，地形平坦，油层埋藏深度 900-1200m左右，砂泥质交互分布，非均质严重，该区共发育7个油层组，29个砂岩组，97个单砂层。
2. 精细地质建模
地质建模区域以试验区为中心，外扩到临近的注入井（排），四个方向外扩到一到两个井距，模型面积14.48Km2，模拟层位SI1-GII32共97层，选择使用此区域内所有658口井的地质数据。
为了更精细的研究每个沉积单元的剩余油分布状况，在ECLIPSE软件中以模拟区沉积单元分层，共有97个模拟层，网格按井间留最低3个空网格设计，东西向分59个网格，南北向分68网格，网格顶面海拔高度，油藏构造形态按砂体的顶部深度确定，其他网格厚度由上下相邻俩个网格顶面深度之差决定；网格砂岩的净厚度要折算求得；网格砂岩的渗透率选用实测值；孔隙度和含油饱和度按大庆油田研究院根据大庆长垣两万多个岩芯的统计结果赋值；纵向相邻网格接触面上的渗透率赋值为相应网格水平渗透率的千分之一；按照油藏的特征，依据不同的渗透率值分别赋予每个网格不同的相渗曲线，共选用30条相渗曲线，运算平衡启动。
3. 历史拟合
历史拟合的目的就是应用已有的实际动态数据，对油藏描述得到的地质模型加以修改与调整，使模拟产生的数据与实际情况相一致。这样应用数值模拟模型预测的地下流体的分布和未来动态才是比较可靠的。
生产历史拟合中油水井的工作制度采用所有采油井定地面产液量，注水井定注入量，这种工作制度可以保证模型的采出体积与实际一致。减轻含水拟合与压力拟合的相互干扰。
生产历史拟合中主要进行了区块压力拟合和含水拟合，压力拟合主要采取劈分边界注水井的注入量，其中认为处于模型角上的注水井的注水量有1/4进入模型，处于模型边上的注水井的注水量有1/2进入模型。经过拟合全区压力变化趋势与实际油藏的压降趋势吻合。
研究区自1964年投入开发，生产历史较长，本区在综合含水拟合上，主要是修改油水相对渗透率曲线，微调全区渗透率值，使全区综合含水率与观察数据大体接近，然后拟合重点井含水率，方法是调整局部地区的渗透率值，以及部分井附近的传导率和垂向渗透率，对个别难拟合井使用不同的油水相对渗透率曲线，同时兼顾注水井的注入状况，调整注水井的主要吸水方向等，使注采关系更接近于油藏实际情况。
由于选用了所有采油井定地面产液量，注水井定注入量的工作制度，在区块的含水率拟合好之后，区块的累积产油产水量也得到了很好的拟合。
对模拟结果进行分析，由于地质模型是建立在三维地质建模的基础上，井网密度很大对地质体属性已有很强的控制性，所建立的原始地质模型总体上符合率较高，大大减少了后期拟合过程中的调整工作量。本次模拟研究选用的油水相对渗透率曲线是根据大庆长垣2万多个样品的统计实验结果，计算出的30条相对渗透率曲线，然后根据渗透率分布分别应用不同的相对渗透率曲线。具体应用为将绝对渗透率从50md到1500md分为30个级别，分别对应30条编号从1到30的相渗曲线。对所有网格依据其绝对渗透率值赋予各自的相渗曲线。从拟合结果可以看出， 油藏的动态历史得到了较好的拟合，说明现在的地质模型已经与实际的地下情况较好的符合，因此我们认为目前研究区地下剩余油的分布是可信的，这就为下一步分析剩余油提供了基础。
4. 剩余油分布规律分析
4.1 剩余油平面分布
由于区块已处于高含水期，地下剩余油总体上高度分散，局部还有富集部位。从绘出的小层剩余油分布图分析，剩余油的分布在平面上表现出以下特征：
4.1.1 注水井与注水井之间形成剩余油富集区
这类剩余油分布较普遍，各小层具有分布，与井网方式有关。这是由于注水井之间俩侧驱动水的推进，俩条水线尚未相接时，在水线前缘间形成剩余油的区域。例如PII10a小层的注水井北3-4-148、北3-3-152、北3-3-151、北3-3-150 之间存在明显的剩余油分布。这种剩余油的分布特征与油藏各开发阶段井网完善程度密切相关，随注入水的不断推进，水线逐渐靠近，剩余油分布形态将由通道式条带逐渐演变为俩端粗，中间细的葫芦状，最后被分割开来，在俩端形成片状。这类剩余油分布取决于注入水的侵入速度，注采井网，储层渗透率等因素，井网和注水状况决定了剩余油的分布范围，油层的渗透率决定了剩余油的分布位置。
4.1.2 储量分布分散的地带存在零星剩余油
这是由于距离注水井远、无井点控制、未能水驱波及，或无采油井点而造成，它们多以零星片状分布于油层中。如PII10b 小层的北2-1-056、北2-1-F056、北3-D6-F47、北3-D6-F49、北3-6-F045之间所包括的区域即是如此。此类剩余油分布有俩个特征：其一是受地层渗透率的非均质性和注采井网的不完善性影响，在局部渗透率差的地方，易形成一定范围的剩余油；其二是处于油层流动边界、物性差、层薄的地方，原油不易被波及采出，还有一定剩余油。
4.2 剩余油纵向分布
根据数值模拟研究结果，输出分层采收率值，分析油藏纵向上的油水分布特征，目前萨尔图和葡萄花油层储量总体上动用程度较好而SI1和高台子油层储量动用程度较差。从剖面上看，纵向上的剩余油分布特点：采出程度高的小层综合含水也高，这种情况主要与储层发育条件和开发方式有关。由于油层发育条件的差异，SI1物性较差，高台子油层储层非均质严重，井网控制程度偏低，有注无采或有采无注，因注采不完善造成动用程度较差，剩余油饱和度较高。
5. 几点认识
（1）注水井与注水井之间形成剩余油富集区，储量分布分散的地带存在零星剩余油分布。
（2）根据不同的储层物性使用不同的相渗曲线，是提高数值模拟精度的有效途径。
参考文献：
[1] 袁奕群 袁庆峰.黑油模型在油田开发中的应用.石油工业出版社.1995.10
[2] 斯伦贝谢科技服务（北京）有限公司.ECLIPSE 黑油数值模拟基础
作者简介：
刘衡 （1982.04.02），女，2007年7月毕业于大庆石油学院，辽河油田兴隆台采油厂采油作业三区试井队，助理工程师
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