LDQ克拉玛依组油藏数值模拟研究 - 油气田地面工程.DOC

LDQ克拉玛依组油层数值模拟与开采方案调整 郭立波1，2，王新海 2，李治平1，江山2 （1.中国地质大学（北京）能源学院；2.长江大学地球科学学院）  摘要：通过对研究区开发过程和现状的认识，结合三维精细地质建模技术，对LDQ油藏进行了数值模拟研究，得到了储层各模拟层的剩余油分布特征，根据研究结果设计了开发调整方案，对比方案预测的结果，优选了更合理可行的调整策略，为研究区下一步挖潜提供了决策依据。 关键词：油藏开发；历史拟合；数值模拟；剩余油；方案调整 [基金项目]国家重大基础研究发展计划(“973”计划)(2006CB705801)； 中国石油天然气股份有限公司科技风险基金项目(07-06D-01-04-02-05) 1 油藏开发概况 研究区油藏于1973年探明，从1975年投入开发，其间经历注水、蒸汽吞吐和蒸汽驱等不同开采阶段。 截止到目前该区有141口井，其中注水井28口，采油井113口。大部分井已不能正常生产，目前采油井开井次41口，水井已关井。全区日产液水平48t，日产油水平核实27t，综合含水41.1%，全区累积产油97.0173×104t，累积产液133.8860×104t，累积注水375.5706×104m3，累积注采比2.4，累积采出地下体积156.39×104m3，累积亏空-219.18×104m3，采油速度0.11%，采出程度10.74%，地层压力3.5MPa，处于中含水期递减开采阶段。 2 数值模拟模型建立 （1）地质模型的建立。根据油藏在平面上 的分布特征，对该区使用Petrel地质建模软 件建立步长为20×20m符合地质构造特征的精细地质模型，经粗化后得到71×44×13正交网格，网格X方向为正东方向，Y方向为正南方向，步长为50×50m。网格平面覆盖整个油藏，纵向上根据地质小层划分成果将其划分为13个模拟层。 (2)流体模型的建立。首先确定油藏模拟流体类型，研究区的油藏属不带气顶、但具有较强溶解气驱的黑油模型。油藏参数具体取值如下表所示： 拟合参数 参数名称 参数大小 油藏参数 含油面积（km2） 4.9 原始地层压力（MPa） 5．8 原始饱和压力（MPa） 3．8 压力系数 1．32 平均孔隙度（％） 21．32 平均束缚水饱和度（％） 32 流体参数 地面原油密度(g/cm3） 0.8981 地层原油粘度(mpa.s) 45 地层水密度(g/cm3） 1．01 根据该区块的实际生产情况，在进行历史拟合调整的过程中，给出了相渗曲线，然后在模拟过程中再做调整。 研究区PVT数据不是很齐全，因此根据具体情况在拟合过程中给出了PVT数据表，然后进行了调整。 （3）动态模型的建立。模型按完井34口计算，其中油井33口，中途转注水井11口，由于克拉玛依组砂层的发育极不均匀，储层厚度薄、跨度小，建模时将整个克拉玛依组作为一个开发层系进行开发。首先由数值模拟软件根据地质模型自动计算完井数据，再根据现场实际完井情况逐井逐层修正。建立34口井的生产历史模型，并考虑各井的措施情况对完井进行处理。 3 历史拟合研究 目前数模软件的基本流程是运用油水井的生产历史、动态监测等资料,通过油藏的生产历史拟合来修正地质模型,最终使用储量、压力、产量和含水等指标的拟合程度来评价模型的可信度[1,2]。本次地质储量拟合结果与用容积法计算的地质储量十分接近，相对误差为1.16％。单井历史拟合以定产油量建模型，先拟合全区及单井产油量，最后拟合全区及单井产水量，确保总的产液情况与实际相符。在该油藏中，由于油水关系复杂，储集层非均质性强，在相关参数合理调节范围内,使模拟结果满足精度要求。对模拟不上的井，考虑地质分层的正确性，进行合理的、依据充分的地质模型修改[3,4]。 通过对全区产能变化情况的分析，考虑了注采井的注采能力，对该井区各单井的含水比、产量进行了历史拟合，拟合情况良好。 4 剩余油分布规律 经过对模拟结果的分析研究，得到关于剩余油分布规律的以下两点认识： (1)从油藏整体的拟合结果可以看出剩余油主要分布在区块北部、东南角和东北角剩余油饱和度较高。这是因为在北部生产井关井较早，采出程度不高，而东北角则距离注水井较远，并且边部无生产井控制，在东南部地区生产井较少，因此在这些区域剩余油饱和度较高。 (2)从目前各模拟层含油饱和度分布图可看出，区块各方向注水推进速度差异较大，其水驱见效方向受区内层间非均质性影响较大，水体被憋在近井地带，使得水驱油见效慢。 5 方案调整及优选 （1）方案设计。根据剩余油的分布规律，结合研究区油藏的实际生产现状，设计了8种不同的开发调整方案。前3种方案在注采比为1，通过新钻调整井改变当