商13-45块沙二下油藏数值模拟及剩余油研究

本文通过对商13-45块进行了油藏数值模拟和剩余油研究,确定了剩余油分布,认为构造和井网完善程度控制了剩余油在平面上的分布,并将研究结果应用于生产实际中,提出了下步潜力方向。
　　关键词:断块油藏;数值模拟;剩余油;构造
　　1、地质情况简介
　　商13-45断块内共24条断层,其中有13条断距相对较大(10～30m),延伸长度较长,将整个断块分为9个相对独立的断块。其余断层断距相对较小(<10m),延伸长度较小。且有侵入岩,在油层内均形成岩墙,具有封堵作用。沙二下为三角洲相沉积,地层厚度约230m,岩性以砂泥岩互层为主。储层平均孔隙度20.4%,平均渗透率32.4×10-3um2,属常规低渗透油藏,油层埋深2250-2480m,含油砂组3个(一+二、三、四),含油小层39个,小层厚度平均1.5m,含油面积5.0km2,石油地质储量727×104t,全部投入注水开发。
　　2、开发现状及特点
　　该块自1975年以来的开发历程中经历了注水开发夺高产、低渗油田正常稳产、产量递减、加密调整完善注采井网及低产稳产五个阶段。至今,钻遇井109口,共有68口井采过油,40口井注过水。
　　开发特点主要表现为:①为常温常压低粘未饱和层状断块低渗透油藏;②大段合注合采,造成层间水驱动用程度不均,水淹程度不均;③由于井况的损坏造成平面注采不完善,地层压力下降,储量动用状况变差。
　　3、模型的建立
　　3.1网格模型
　　根据油藏实际特点,选用从LandMark公司引进的VIP油藏数值模拟软件,选择黑油模型,建立了一+二、三和四3套砂层组的三维三相地质模型。
　　选择网格方向时,将控油主断层方向作为X轴方向,采用均匀的直角坐标网格模型。选择网格大小时,主要考虑到 计算 机运算时间和适应井距的网格间距。综合结果,X轴方向划分78个网格,Y轴方向50个,网格步长约44.2米。
　　模拟层的划分,既要满足模拟研究的目的和目标,又要考虑储层的物性和油水系统关系,同时还应考虑到资料的完整性。经综合权衡,将目标区分为36个模拟层,模型的总节点数达140400个。
　　3.2构造模型
　　在建立数模构造模型之前,首先对三维地质建模的地质模型数据进行网格粗化,然后将网格数据输出到VIP 数值模拟软件,形成数值模拟构造模型。
　　3.3储层属性模型
　　三维建模输出到VIP的有效厚度模型、孔隙度模型、渗透率模型和原始含油饱和度模型。
　　3.4流体模型
　　流体模型主要描述油藏中流体的物理性质,数据主要是通过实验室实验得到的。原油饱和压力平均11.9MPa;原始油气比92.7m3/t,体积系数1.30,地层原油粘度0.82mPa.S,地层水粘度0.3mPa.S,地面原油密度0.87g/cm3,地面原油粘度7.34mPa.S。
　　4、 历史 拟合
　　经过对区块储量、日产油、含水率、累积产油产水量进行拟合,输出曲线反映其变化趋势与实际点基本吻合。 5、剩余油研究
　　5.1剩余油分布
　　5.1.1平面分布
　　1)受构造因素控制形成剩余油滞留区
　　在小断块和断层遮挡的边角处有剩余油富集。如在一～四砂组的商13-381～商13-171井区、一砂组的商13-194井区由于受断层遮挡,水驱难以波及,仍然有较高丰度的剩余油富集。
　　2)注水井与注水井之间形成剩余油富集区
　　由于注水井之间两侧驱动水的推进,两条水线尚未相接时,在水线前缘间形成剩余油区域。如商13-543至商13-55井区,东边有商13-52和商13-54井注水,西边有商13-73、商13-63及后来转注的商13-542和商13-546井注水,在两侧注水井之间形成丰度相对较高的剩余油富集区。 3)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。在油藏东部的商79、商13-258和商13-13井区,仅单井钻遇商13-544和商13-195井区由于储层薄,储量丰度低,形不成注采关系等,仍有一定的剩余油分布。
　　5.1.2纵向上剩余油分布
　　相对采出程度大于110%的小层有9层(一+二5三3.5.12四5.6.7.8.11),多分布在4砂组的上中部。相对采出程度在80至110之间的有15层(一+二2.3.7.8三1.2.6.9.10.11四1.2.3.4.9),储量动用程度中等。相对采出程度低于80的有12层(一+二1、4、6、9、10三4、7、8四10、12、13、14),主要分布在4砂组下部和1+2砂组的上部,储量动用程度较差,采出程度低于11.8%。在同一砂组组内部,储量动用程度也有较大差异,尤其4砂组,14小层以下未动用,10、12和13小层动用程度差,采出程度小于8.5%,5～8小层动用程度最好,采出程度达18.0%以上。
　　5.2剩余油潜力
　　根据油藏数值模拟结果统计,对每个小层进行潜力分析,参照地质储层分类和储量动用分类办法,可分为三类:
　　一类潜力层:单层剩余可采储量4.0×104t以上,共10个小层,主要分布在一+二砂组和三砂组,剩余可采储量60.7×104t,占总剩余可采储量的52.5%。这类油层一般也是地质分类的一类油层,储量基数较大,由于注采井网不够完善,采出程度一般低于平均采出程度,是下一步剩余油挖潜的重点。
　　二类潜力层:单层剩余可采储量在2.0～4.0×104t之间,共11个小层,均匀分布于三个砂组,剩余可采储量35.0×104t,占总剩余可采储量的30.3%。这类油层一般是地质分类的一、二类油层,储量基数中等,注采井网相对完善,采出程度一般低于平均采出程度,挖掘剩余油仍有一定的潜力,是下一步剩余油挖潜的一般潜力层。
　　三类潜力层:潜力较小层,单层剩余可采储量小于2.0×104t,共15个小层,多分布于四砂组,剩余可采储量20.0×104t,占总剩余可采储量的17.3%。
　　6、结论
　　①油藏数值模拟结合动态分析,为老区调整指出了调整方向和目标。
　　②注采系统的完善程度控制着剩余油的分布,而储层的沉积微相及非均质性是影响剩余油分布 规律 的主要因素。发现研究区剩余油的分布表现为:平面上受构造因素控制形成剩余油滞留区、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。纵向上富集区在4砂组上中部。
　　③根据油藏数值模拟结果统计,得出研究区剩余地质储量615.9×104t,其中强水淹储量44.3×104t,中强水淹储量80.4×104t,中水淹储量86.2×104t,弱水淹储量108.4×104t,未水淹储量296.6×104t。而运用油藏工程和数值模拟两种方法 计算 的最终采收率目标值为30.9%。
 

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