云南油藏地质沙盘模型研究论文

油藏工程研究是一项系统工程，在油藏地质特征认识的基础上研究确定油田开发方针、原则、层系划分、开采方式、天然能量利用、注水方式、注水时机、压力保持水平、开发井井距、合理采油速度、投产次序、实施要求、生产指标预测等一系列问题，最终确定油田总体开发方案。

由于油田实际情况十分复杂，而海上油田又受到诸多条件限制，在油田方案编制过程中对于那些不确定因素，主要采用全体油藏模型或辅助模型的敏感性分析予以解决。随着油田投产后静态及动态资料增加，还需要修改原有的地质模型，通过全体油藏模型数值模拟研究加深对地质模型的新认识，并在油田生产历史拟合基础上进行生产预测。

因此，油藏数值模拟技术是油藏工程研究、油田动态分析中的一项十分重要的手段。

中国海油的油藏数值模拟研究起步于20世纪80年代初。为了尽快缩短这项技术与国际先进水平的差距，当时从美国岩心公司引进3套大型油藏模拟软件（黑油模型软件、组分模型软件、裂缝模型软件），购置了计算机设备，用于埕北油田、渤中34-2/4油田、渤中28-1油田、涠洲10-3油田、惠州21-1油田的油藏工程研究。80年代后期，利用世界银行贷款和中国海油出资从美国SSI公司引进compⅡ、Ⅲ、Ⅳ模型软件，并装备了VAX8650型计算机，用于锦州20-2凝析气田总体开发方案及射孔方案的编制、渤中28-1油田生产历史拟合、流花11-1油田、绥中36-1油田试验区、锦州9-3油田方案编制。

必须指出的是，由于不同时期应用的模拟软件及计算机设备的差别，研究成果的精度有较大的差别。

就以模型网格设计来看，它要求与油藏地质模式、油藏类型相符合，又必须与所使用的计算机运算能力相适应。以埕北油田为例，在80年代初编制A、B平台射孔方案时，由于计算机内存较小、运算速度较慢，因此模拟网格设置较粗。该油田面积虽不大，但水体即为油藏含油面积的100多倍，而且已钻完54口开发井，油层分为上、下互相连通的5个不同渗透性小层，受计算机能力的限制，在设置全体油藏模型网格时不得不将纵向上5个层合并为2层，采用的网格数仅为1344个。同是这个油田，90年代初在研究油田注水可行性、生产预测时在纵向上就采用了5个层，全体油藏模型的网格数为4485个，使节点数增加了3倍，为较高精度油藏数值模拟创造了条件。

90年代中后期，又从SSI公司引进WORKBENCH、从GeoQuest公司引进Eclipse模型软件。通过每年支付一定数额维护费方式从软件公司及时获得最新软件版本，保证模拟软件的先进性。在充分利用取得的三维地震资料、岩心描述和测井数据，通过对油藏精细描述，弄清了油田储集层分布及变化、孔隙结构、油水分布规律，建立了油田地质模型、油藏模型这样一个完整的模拟体系。这项技术应用于绥中36-1油田试验区可采储量标定、秦皇岛32-6油田开发方案编制、流花11-1油田动态分析中。例如在绥中36-1油田试验区可采储量标定时，采用Eclipse模型软件，按照试验区实际情况建立油藏模型网格节点就多达28244个，秦皇岛32-6油田总体开发方案编制时所采用模型网格节点数高达188160个，流花11-1油田在动态历史拟合及生产预测时采用Eclipse模型软件，使预测结果更加接近油田的实际生产指标。

总之，应用最新油藏数值模拟软件以及计算机功能的增强，为高精度油藏数值模拟创造了必要条件。

海上油气田的开发实践充分表明，油藏数值模拟技术不仅在油气田评价和总体开发方案编制阶段是必不可少的，而且在方案实施进程中、开采过程中的动态分析、调整措施确定、注水方案制定、生产前景预测以及可采储量研究中也十分重要。

一、编制油田开发方案和射孔方案

（一）建立与地质模式相适应的油藏模型

埕北油田是我国在海上第一个与外国石油公司合作开发的油田。该油田位于渤海湾西部海域，于1972年由中方发现，探明石油地质储量2084×104t，是一个具有气顶和边水的构造

层状油藏。1977年底至1981年10月，油田经过历时4年的试采，查明了油田驱动类型、边水能量及油气水性质等，为编制油田开发方案积累了重要数据。

1980年5月与日中石油开发株式会社签订合作开发埕北油田的合同，中、日双方合作进行以油田地质、油藏数值模拟为主要内容的综合研究。油藏数值模拟研究包括下列内容：①模型建立；②油藏模型建成后，输入各种网格参数和油水、油气界面数据，模型自动计算地质储量；③模拟限制条件和不确定因素敏感性分析；④油藏模拟生产历史拟合，通过全体模型模拟试采阶段生产历史和生产预测；⑤利用单井径向模型进行油井底水锥进研究。

在此基础上编制油田开发方案，方案预测油田以年产47×104t稳产2年，采油速度，开采15年（至2000年）累积产油×104t，采出程度，综合含水。油田自1985年9月、1987年1月（B、A平台）投产以来，在没有进行大的方案调整情况下，截至1996年油田已累积产油429×104t，采出程度，综合含水，提前4年实现方案预计15年的生产指标（图9-30）。

图9-30埕北油田方案设计与开发实施年产油量对比图

油藏模拟技术在埕北油田方案编制中的成功应用进一步表明建立一个与地质模式相适应的油藏模型是非常关键的。

（二）充分利用延长测试信息编制油田总体开发方案

流花11-1油田是由中国海油与美国阿莫科东方石油公司合作开发的一个大型生物礁油田，油田属于生物礁圈闭块状底水油藏，探明石油地质储量15378×104t，全油田探明加控制地质储量达24015×104t。

编制总体开发方案前，为确定油藏开采特征和对不同工艺技术的适应性，在礁体不同部位布置1口直井（流花11-1-3井）、1口大角度斜井（流花11-1-5井）及1口水平井（流花11-1-6井），并对上述3口井分别进行了累积生产天数48天、57天及116天的测试（延长地层测试——EDST），取得较为准确丰富的资料，加深了对该油田储层特征、油藏类型、流体性质、油井产能及主要影响因素的认识，揭露了油田开发中必然出现的基本矛盾。

油藏数值模拟采用comp软件，全油藏模型网格总节点数17160个。应用新建全油藏模型拟合了流花11-1-5井和流花11-1-6井的EDST历史，并用于预测全油田开发指标。最后提交的油田推荐方案也是用流花11-1-6井EDST历史拟合成果验证修改后完成的（图9-31）。

图9-31流花11-1油田实际生产指标与总体开发方案对比

开发方案于1993年3月获政府主管部门批准，1994年10月开始钻井作业，1996年3月29日（首批12口井）投产，至1997年底水平井总数达到24口，高峰年产油量×104m3，年采油速度。经过近3年的油田开发实践，加深了对大型礁灰岩块状底水油藏的认识，在此基础上应用三维地震资料解释成果修改了油藏地质模式，采用Eclipse软件进行数值模拟研究，并通过动态历史拟合和生产预测，使预测结果更接近实际的开发指标（表9-1）。

表9-1方案预测与实际产量对比表

实践表明，建立一个与油田地质相适应的油藏地质模型，充分利用评价井的EDST历史拟合成果，对编制油田总体开发方案是十分重要的。

（三）优化开发方案，提高油田开发的经济效益

锦州9-3油田是中国海油1988年在辽东湾北部海域发现的一个中等规模重油油田，石油地质储量为3080×104t,1991年11月完成了油藏评价、油藏数值模拟及总体开发方案的编制，1992年1月方案获政府主管部门批准。总体开发方案共设计平台3座，开发井68口，采用反九点注水开发，预测15年累积采油604×104m3，油田综合含水，采出程度。经过多次工程概算和工程经济评价，都由于平台及开发井数过多、工程投资大、效益差，开发方案不能投入实施。

围绕锦州9-3油田能否高效开发，1992～1996年公司进行多轮滚动分析，尤其是1995年在构造高部位钻的评价井锦州9-3-8D井，进行了历时40天的延长测试，发现并证实具有较高产能的3套气层及2套油层。气层测试日产气13×104m3。新增天然气地质储量× 108m3，解决了油田开发中气资源紧张的问题。锦州9-3-8D井的测试结果证实提高单井产能成为可能。在此基础上重新建立地质模型和油藏数值模拟计算，最终确定了第三次优化后的开发方案。总体开发方案和优化方案在编制的过程中对井网、井距、井数、采油速度及产能进行了敏感性分析和详细论证，对比方案中包括了各种不确定因素和可能引起的变化。通过38个方案数值模拟研究，最终确定出推荐方案（表9-2）。优化后的推荐方案与总体开发方案比较，平台数由3个减为2个，总井数由68口减为44口，单井产能由40～60m3/d增加到60～80m3/d，累积产油量由604×104m3增加到×104m3，因此大大增强了开发效果。1997年11月开发井钻井工作正式启动。

表9-2锦州9-3油田历次方案指标对比表

（四）确定油井最佳射孔位置

1．埕北油田

1985年，为配合埕北油田B平台射孔方案编制，选择通过油田内部的4条剖面进行剖面模型的数值模拟研究。找寻位于油田不同部位油井的生产动态特征、不同射孔井段与气侵和水淹之间的关系，提出适用于全油田的最佳射孔井段及合理射开程度，保证开发方案设计的单井产能，保护气顶区压力、减缓气窜、防止底水锥进和沿高渗透层突进的最佳射孔原则。

模拟工作首先通过调整地层参数拟合在剖面上的3口试采井的生产动态（含水率、气油比及地层压力），然后通过4条剖面所设置的不同方案进行模拟计算。油藏剖面模型网格构成见图9-32。

图9-32油藏剖面模型网格构成图

最终确定的最佳射孔原则为：纯油区油井油层全部射开；邻近气顶的井，油气界面以下5m；气顶区的井，油气界面以下8～10m；邻近过渡带的井，避射底部高渗透层；油水过渡带的井，油水界面以上6～7m。

埕北油田投产后以年产油量40×104t连续稳产5年，油田开采14年综合含水84%，累积产油×104t，采出程度。事实证明数值模拟研究所确定的射孔原则是合理的。

2．锦州20-2凝析气田

锦州20-2凝析气田中高点，是由不同层位和不同岩性组合构成的具底油、底水的块状凝析气藏。为了防止或减少气井生产时底油的锥进，在编制射孔方案时应用CompⅣ模型及部分双孔、双渗单井径向模型，通过输入拟合井DST测试产量、井底压力随时间变化的资料，调整气层参数使压力随时间变化的实测值与计算值相吻合，以此来确定不同层位地层的垂直和水平渗透率以及裂缝的高度。在此基础上预测气井的生产动态和气井生产时底油、底水锥进的状况。最后确定气井最佳射孔位置。

锦州20-2凝析气田投产10年来每年以×108m3左右的气量稳定向下游供气，事实表明总体开发方案和射孔方案是合理的。

二、贯穿油气田开采全过程的模拟跟踪研究数值

（一）及时调整油田开发技术政策

流花11-1油田1996年3月陆续投入开采，至1997年底时年产油量×104m3，采油速度。此时油井生产动态反映的特点是有近30%的油井含水上升速度快，有46%的油井含水上升速度较快。

油田动态分析时除了应用在油田范围内重新完成的三维地震资料及高分辨率处理、解释成果外，结合流花11-1-5井数值模拟生产历史拟合结果，验证油藏所谓的相对致密层段。验证结果表明，致密层段平均渗透率都不低于10×10-3μm3，而且垂向渗透率等于或大于水平渗透率，在生产压差较大时起不到有效遮挡底水锥进的作用。

采用Eclipse软件进行动态历史拟合和生产预测，该油田开采到2010年累积产油量×104m3（较ODP方案预测减少了×104m3）。在新一轮数值模拟预测的基础上确定油田开采技术政策：努力做好设备维修保养，保证有较高的开井率和综合时率，以侧钻为主要措施，做好提液、堵水作业，控制含水上升和减缓油量递减速度，以改善开发效果和经济效益。

实施此项油田开采技术政策后获得了较好的稳油控水的效果。

（二）确定注水技术政策，提高水驱效果

绥中36-1油田生产试验区自投产以来，每年都以2%左右的开采速度进行生产，至1995年底部分地区地层压力已处于饱和压力点附近，按照试验区方案要求油田应转入注水开采。为此开展了关于水驱油模型的数值模拟和相关问题敏感性研究。

根据绥中36-1油田储集层具有明显反韵律弱亲水的特征，建立了一个相应的反韵律数值机理模型。为了便于反韵律与正韵律储层在油田开采过程中的差异对比，同时也建立了一个正韵律数值机理模型。两种模型的采出程度明显不同，反韵律储集层其采出程度要较正韵律储集层高。

另外建立了以A8井组为代表的井组数值模型，通过该井组模型进行了与注水相关的分析、研究：①注水速度与注采效果；②流体性质与采收率；③不同注水时机与采收率；④合注合采及分注合采对采收率的影响。

井组模型模拟结果得出主要结论：①低、中含水期不同注水速度下，含水与采出程度虽有些差别，但当含水98%以后，不同注水速度下其最终采收率基本相同；②相同注入倍数下原油黏度小的模型驱油效率高，黏度大的模型驱油效率明显降低；③当地层压力降至饱和压力处转注较合理；④分注合采可减少层间干扰、提高采收率。

据此结论，确定绥中36-1油田试验区注水阶段开发技术政策为“利用天然能量，保护气顶能量；油田全面转注、提高地层压力；实施分层配注、调剖解堵相结合”。1996年试验区按此技术政策转入注水开发，水驱效果较好。

（三）跟踪油田生产动态，分析高速开采对采收率的影响

根据1994年的统计，珠江口盆地已投产的砂岩底水油藏都以年平均～的采油速度开采。究竟这种高速开采对油田最终采收率有无不利影响？为了回答这一问题，通过投产油田生产情况，结合各项地质资料进行新一轮单井生产动态历史拟合和一系列采油速度敏感性分析。

例如，对惠州26-1油田（M-10层）进行了从1991年11月～1994年9月间生产历史拟合及采油速度与含水变化等的敏感性分析，并对油藏中无低渗透夹层的惠州26-1-8井和有泥质夹层的惠州26-1-22井进行采油速度相关的敏感性分析，分析结果表明高速开采对含水上升无太大影响。另外对惠州21-1油田（2970层）自1990年11月～1994年3月的生产历史拟合和敏感性分析的结论是，高速开采对含水上升规律和最终采油量并无大影响。

研究结果表明，对珠江口盆地砂岩底水油藏高速开采并不会降低这类油藏的最终采收率，相反还能提高油藏中低渗透层段储量动用程度。高速开采将带来的直接效益是提前回收投资。

惠州油田群、西江油田群以及陆丰13-1油田等生产实践，也证实了以上结论是正确的。

（四）适时进行可采储量标定，搞清油田剩余可采储量

绥中36-1油田生产试验区至1999年初已投产5年多，准确标定油田可采储量对指导油田今后的开发是十分必要的。为此在可采储量标定中采用水驱曲线法、经验公式法、相似油田类比法以外，主要运用油藏数值模拟方法，因为此种方法预测时考虑的因素比较全面系统，同时又拟合了试验区5年多生产历史，其预测结果比较切合实际。在具体进行可采储量标定预测中又从技术采收率、经济采收率和海上平台寿命的采收率等各个方面预测可采储量（表9-3）。

表9-3缓中36-1油田已开发区可采储量汇总表

技术采收率：包括应用理论公式计算、试验区实际及油藏数值模拟等计算方法所求得的弹性采收率、溶解气驱采收率和注水开发采收率。

经济采收率：根据1998年原油价格和油田生产操作费所确定的盈亏平衡点的年产量，通过油藏数值模拟计算，求得达到盈亏平衡点生产年限及产量。

平台寿命采收率：按平台设备设计寿命20年，预测试验区可采储量及采收率。

考虑到绥中36-l油田二期工程陆续投产，油田将进入总体开发阶段，届时试验区和“J”区将借用总体开发的设施，生产操作费将会降低，达到盈亏平衡点的生产年限可以延长，加上实施注采井网调整、注水井调剖、生产井堵水等技术措施，采收率会有所提高，故推荐已开发可采储量为×104t，采收率为。

（五）通过气田生产历史拟合核实气田储量

1997年使用从SSI引进的CompⅢ全组分软件，根据1995年重新处理并解释的地震解释成果及地质研究结果建立的新的地质模型，对锦州20-2凝析气田中、南两高点上采气井5年的开采历史进了生产历史拟合，在各项敏感性分析的基础上进行气田储量拟合计算，数值模拟结果全气田地质储量为×108m3。这一结果基本与1987年向国家储委申报并经审批后的气田地质储量一致，两者仅差×108m3，相差（表9-4）。

表9-4锦州20-2凝析气田南、中高点数值模拟与审批储量对比表

锦州20-2凝析气田气资源的动态核实结果，为制定今后凝析气田开采方案提供了可靠的资料依据。