剩余油分布规律的精细数值模拟

1 .115 。
由于长期进行注水开发 , 注入水对原油的水化
作用及地层压力发生变化等原因 , 原油中轻质组分
优先驱出 , 较稠的重组分含量增加 , 使原油粘度和密
度变大 。 同时由于长期注水 , 地层温度会下降 , 原油
粘度也会升高 。 不同开发时期地层中原油的物性见
表 3。
表 3 不同开发时期的原油物性
含水率(%)
30～ 60
4.75 8.91 3.89 5.60 1.45 3.20 3.14 4.48 4.20
60 ～ 80
8 .51 11 .31 7 .11 7 .94 4 .70 3 .60 2 .92 6 .24 6 .32
80 ～ 90
35 .41 30 .32 26 .73 14 .83 24 .62 28 .33 10 .01 17 .04 24 .18
90 ～ 95
21 .13 24 .65 29 .12 19 .93 29 .87 31 .93 28 .24 27 .22 27 .94
>95
21 .64 15 .84 27 .94 46 .86 37 .50 31 .34 52 .31 42 .29 33 .06
图 5 8 单元剩余 储量丰度分布图
另外 , 8 单元在开采过程中 , 原油的物性(密度 、 粘度等)变化较大 , 这将直接影响油田的开发效果和 原 油 采 收 率 。考 虑 原 油 物 性 变 化 时 , 采 收 率 为 36 .53 %, 剩余油开采年限为 16 a ;不考虑原油物性 变化时 , 采收率为 41 .50 %, 剩余油开采年 限为 22 a。
2 油藏数值模型的建立
2 .1 地质模型 油藏数值模拟所需地质模型包括有效 厚度分
布 、渗透率分布 、孔隙度分布等资料 , 根据研究区规 模建立地层参数分布规律的数值模型 。
在纵向上 , 该开发单元共 分 11 个 沉积时间 单 元 , 根据各个时间单元的储量和各时间单元间的隔
层分布状况 , 并根据网格粗化原则 , 将 11 个沉积时 间单元划分为 8 个数模层位 , 其对应层位和储量构 成见表 1 。
4 剩余储量控制因素分析
8 单元经过 30 多年的注水开发 , 在不同时期控 制剩余油分布的因素是不 同的 。 在中 低含水开发 期 , 剩余油分布主要受构造因素和井网完善程度所 控制 ;到特 高含水期 , 构 造控制因素已 不占主导地
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石油大学学报(自 然科学版) 1999 年 10 月
误差(%)-0 .16 -1 .99 -1 .48 0 .52 -0 .42 1 .42
注 :N p 和 Wp 分别为累积产油量和累积产水量 。
由表 3 看出 , 从中低含水期至特高含水期 , 原油 粘度增大了 109 %, 原油密度增加了 1 .1 %。 油水相 对渗透率曲线见图 1 。
图 2 8 单元综合含水拟合曲线
表 6 在不同水淹程度下 8 单元剩余储量分布 (%)
开发阶段
中低含水期 高含水期
特高含水期
含水率(%)
0 ～ 30 30 ～ 60 60 ～ 80 80 ～ 90 90 ～ 95 >95
51 .60 11 .50 4.30
13 .30 5 .00 4 .20
23 .21 13 .72 6 .32
收稿日期 :1999-03-08 作者简介 :姜汉桥(1957 -), 男(汉族), 江苏海门人, 教授 , 硕士 , 从事油藏工程研究 。
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石油大学学报(自 然科学版) 1999 年 10 月
时间单元
812 +2 832 842 852 813 823 833 843 +5 +6 平均值
图 1 油水相对渗透率曲线
图 3 8 单元地层压力拟合曲线
第 23 卷 第 5 期 姜汉桥等 :剩 余油分布规律的精细数值模拟
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图 4 8 单元累积产油量拟合曲线
3 .2 储层物性变化的影响 由于注入水对岩石的冲刷作用 , 地层渗透率将
会增大 , 而粘土膨胀作用和压实作用会使地层渗透 率降低 , 因而地层中渗透率的变化有增有减 , 从而影 响注入水在地层中的分布及最终采收率 。在 8 单元 储层的开发阶段 , 考虑渗透率变化时 , 采收率为 36 .53 %, 剩余油开采年限为 16 a ;不考虑渗透率变 化时 , 前者为 36 .80 %, 后者为 17 a 。
关键词 :储层物性 ;油藏数值模拟 ;剩余油分布 ;地质储量 ;产能 预测 中图分类号 :T E 327 文献标识码 :A
1 研究区概况
胜二区沙二段 8 单元是以湖泊三角洲平原前缘 河口坝沉积为主的中渗透弱亲水砂岩油藏 。 储层具 有以下特点 :①油层物性较好 , 但非均质性严重 ;② 原油物性在平面上分布差异较大 ;③地饱压差大 , 有 较活跃的边水能量 。
物性参数
粘度 μo/(mPa·s) 密度 ρ/(g·cm -3)
中低含水期 19 .0
0 .919 0
高含水期 30 .0
0 .924 4
特高含水期 40 .0
0 .929 0
3 剩余油分布规律
3 .1 历史拟合结果 在生产历史拟合中 , 采用了固定生产井产液量
和注水井注水量 , 拟合区块累积产油量 、累积产水量 等综合开发指标和单井开发指标 。由于地质模型随 开发阶段变化 , 需要考虑不同含水阶段地质模型的 差异 , 所以 , 在拟合中采用分阶段拟合方法 。各阶段 单元主要生产指标拟合情况列于表 4 , 8 单元综合含 水率 、平均地层压力和累积产油量拟合曲线见图 2 ～ 4 。从中看出拟合程度比较高 。
8 .50 34 .84 24 .18
2 .10 20 .53 27 .94
1 .25 14 .36 33 .06
表 7 8 单元各小层在特 高含水期剩余储量分布 (%)
层 位 0 ～ 30
1 2 3 4 5 6 7 8 单元合计
8 .56 8 .97 5 .20 4 .84 1 .85 1 .58 3 .39 2 .73 4 .30
10 .35 3 .39 31 .67 21 .09 20 .61 26 .05
2 .94 20 .40 39 .79
与不同水淹级别所占面积相对应的剩余储量分 布状况见表 6 。油田进入特高含水开发阶段后 , 含
水率高于 90 %的严重水淹区的储量占 61 %, 随着水 淹程度不断增加 , 进入严重水淹区的剩余储量不断 增加 , 这将给注水开发带来严重的不利影响 。 8 单 元各小层目前的剩余储量分布状况见表 7 。 该单元 剩余储量丰度(万 t/ km2)分布见图 5 。
875 .5 617 .7 977 .9 1150 .2 669 .7 951 .3 763 .2 566 .5 821 .6
2 .2 流体模型
8 单元储层中的流体物性参数如下 :原 油压缩 系数为 6 .14 ×10-4 MPa -1 , 地层水压缩系数为 1 .0 ×10-4 MPa -1 , 岩 石 压 缩 系 数 为 3 .6 × 10-5 M Pa -1 , 原油密度为 0 .919 g/ cm3 , 原油体积系数为
该开发单元自 1966 年投入注水开发以来 , 大致 经历了三个开 发阶段 :1966 年到 1978 年为 中低含 水开发期 , 综合含水小于 60 %, 建成了高效 开发的 独立井网 , 年产能力 50 万 t ;1979 年到 1989 年为中 高含水期 , 综合含水 60 %～ 90 %;1990 年至今 , 该开 发单元全面进入特高含水期 , 综合含水大于 90 %。 目前储层开发存在的主要问题是注采井网不完善 , 储量控制程度低 , 对含油潜力认识不够清楚 。
位 , 但部分微构造还起到一定作用 。 综合分析 8 单 元的数模结果 , 目前剩余油分布主要受以下因素控 制。
(1)断层边界 。 受封闭边界影响 , 断层附近剩余 油饱和度较高 , 尤以北部 9 号断层附近最高 。
(2)储层物性 。 在部分主力层内 , 靠近尖灭边界 区域其渗透性变小 , 油变稠 , 没有注入水波及 , 剩余 油饱和度较高 。
表 2 不同开发时期渗透率变化
中低含水期
1048 .2 508 .0 886 .4
1042 .6 566 .7 782 .5 590 .8 427 .7 731 .6
渗透率 k ×103/μm2
高含水期
特高含水期
1045 .4 505 .1 766 .4
1003 .7 595 .3 738 .0 575 .1 463 .1 711 .5
13 .92 18 .17
5 .21 24 .43 14 .76 12 .76
7 .40 100 .0
由于注水开发历史比较长 , 地下储层物性和原 油物性发生了较大变化 , 根据油藏描述结果 , 把随开 发时间变化的地质静态模型简化成 3 个不同开发阶 段的地质静态模型 , 各小层的渗透率在各时期的平 均变化列于表 2 。 从渗透率变化的统计结果看 , 有的区域渗透率 略有减小 , 但大部分区域由于注入水的冲刷等作用 , 其渗透率增加幅度较大 。
表 1 对应层位和储量构成
数模层位 时间单元
1
812+2
2
832
3
842
4
852
5
813
6
823
7
833
8
843+5 +6
合计
地质储量 N /万 t 75 .2
313 .7 409 .3 117 .5 550 .4 332 .7 287 .5 166 .9 2253 .2
占总储量比值(%) 3 .35ຫໍສະໝຸດ 剩余油分布规律的精细数值模拟
姜汉桥 谷建伟 陈月明 孙梦茹 计兆红