常规油藏少井高产虚拟开发数值模拟研究以Q油田南区为例.pdfVIP

江汉石油学院学报2004年6月第26卷增刊 Vol·26 of PetroleumInstituteJun·2004 suppl． ．244． JournalJianghan 一——————————————————————————————————————————————————————————————一 常规油藏少井高产虚拟开发数值模拟研究 ——以Q油田南区为例 24) 罗 彬 (长江大学地球科学学院，湖北荆州434023；江汉油田分公司，湖北潜江4331 王新海 (长江大学地球科学学院，湖北荆州434023) [摘要]虚拟开发是利用油藏描述技术和油藏数值模拟技术。对某些有较长开发历史的相似油田·在目前 的技术条件下，以各种假想模式进行“重新”开发。通过虚拟开发．提出少井高产的思路。以Q油田为 例，建立地质模型，利用数值模拟手段，根据油田储层的差异设计了不同的虚拟开发方案，对常规油藏 少井高产虚拟开发数值模拟进行了初步的研究。 [关键词]虚拟开发；油藏数值模拟；油田开发；方案设计 [中图分类号]TE319 [文献标识码]A 虚拟开发是利用油藏描述技术和油藏数值模拟技术，对某些有较长开发历史的相似油田，在目前的 技术条件下，以各种假想模式进行“重新”开发。在虚拟开发过程中，既要研究投产初期的井网、层 系、产能设计等内容，又要考虑开发过程中针对全油田、部分层位、部分井组乃至单井采取的各种调整 策略、措施。通过虚拟开发和对已开发油田生产数据的分析统计，提出少井高产的思路，指导未开发油 田的ODP编制(储量动用策略、井型的选择策略和阶段调整策略)和已开发油田的调整。 1 Q油田概况 Q油田位于渤中、秦南和南堡三大富油凹陷环绕的石臼坨凸起，是渤海海域有利的油气富集区之 一。共分3个开发区：北区、南区和西区。南区位于油田的东南部。油层发育于明下段，地层从上至下 I，NmⅡ，Nm I， 划分为Nm0，Nm 高(60～80mPa·s)等特点。 Q油田南区2002年5月底投入开发，主体采用反九点法布井，开发井距为400m左右，边部油层 57口，现开井数53口；日产油2888m3，日产液5736m3，平均单井日产油54．5m3，平均单井日产液 108．2m3，产原油81．5×104 采油速度1．6％，未投入注水。 2油藏数值模拟模型 1)网格模型在开发井钻后所取得资料的基础上，利用RMS软件采用随机方式建立了Q油田南 区地质模型，经过纵向和平面网格粗化后形成了ECLIPSE的非正交角点网格模型r1|。内部网格步长 将5个油组共24个地质小层划分为108个模拟层。 2)静态模型根据地质资料，充分利用构造及储层参数等值图，由数值化仪输入，进行网格数据 离散，由构造模型、储层模型建立起地质模型[2]。又根据实验室资料，获得高压物性、流体性质、相渗 [收稿日期]2004二03—15 [作者简介]罗彬(1967一)，女，1989年大学毕业，高级工程师，硕士生，现主要从事油藏开发与采油工艺研究工作。 第26卷增刊 罗彬等：常规油藏少井高产虚拟开发数值模拟研究 曲线、毛管压力曲线等，建立起流体模型[3“]。 3)动态模型 2002年11月14日。由于生产时间太短，为准确反映生产历史变化和历史拟合的直观性，采用按天划 分时间步，共划分时间阶段171个。研究中将生产历史延长到了2003年1月。 4)历史拟合静态指标主要拟合了各小层的储量；动态指标中主要通过修改渗透率、生产指数、 小层之间的传导率拟合了单井含水、产油、分层测试等资料，以增加模型的可靠性。 3虚拟开发方案预测 3．1方案控制参数 最低井底流压受工艺下泵深度限制，折算最低井底流压5MPa。最大生产压差直井取3MPa，水平 产井关井产量界限10m3。全区废