【摘要】盘40块 Ng37为带气顶的稠油底水油藏，以正韵律沉积为主，韵律段内部发育一些不稳定的物性夹层，由于下部渗透性好、底水活跃、油稠等原因，底水锥进现象突出。利用建模、数模一体化技术对该块进行剩余油分布研究、水平井跟踪、方案措施优化，取得了较好的效果。
　　
【关键词】稠油底水油藏 建模数模一体化 模型跟踪应用
　　
1 前言
　　
盘40块 Ng37为带气顶的稠油底水油藏，下部渗透性好，底水活跃，水锥现象严重。长期以来对该区块地质模型认识不够，剩余油分布状况不清，常规动态管理存在不定量、结果不可预测性等问题。近几年来开展了精细油藏描述、精细地质建模，并以此为基础进行数值模拟研究，定量描述剩余油，动态跟踪开发指标，突破了原有认识，并通过数模对措施方案进行优化，效果突出，实现了油藏管理由定性向定量、由预测到优化转变。
　　
2 模型建立与跟踪
　　
盘40块Ng37位于惠民凹陷中央隆起带临邑大断层上升盘、盘河构造西南部，为带气顶的边底水稠油油藏。含油面积3.93km2，地质储量492×104t；气顶面积0.34km2，储量0.4×108m3。
　　
该块孔隙度35.2%，渗透率一般344-1573×10-3μm2。原油密度0.965g/cm3，地面原油粘度704 mPa.s，原油体积系数1.07，原始气油比41m3/t。原始地层压力12.9MPa，地层温度52-56度，为常温常压系统。由于该块油层厚度大，水锥现象突出，剩余油空间分布复杂。为了定量化描述剩余油，并进行方案措施优化、动态跟踪，2010年运用建模数模一体化技术开展了精细地质建模与数值模拟。
　　
三维地质建模运用Direct软件完成，建立了三维网格模型、孔隙度模型、渗透率模型及净毛比模型，该区Ng37为辫状河流相沉积，以正韵律沉积为主，韵律段内部不同程度地发育一些不稳定物性夹层。
　　
油藏数值模拟运用Eclipse软件完成，综合考虑盘40 块Ng37地质特征、油藏类型、流体PVT性质，采用三维三相黑油模拟器（Black Oil）进行了数值模拟，平面步长30×30m，縱向25个模拟层，共计497200个网格节点。该区水体体积比较大，能量比较充足，通过计算水体倍数约为50倍。对全区储量、压力及单井进行历史拟合，拟合情况较好。
　　
对该模型进行了长期跟踪，并应用于剩余油研究、动态分析、零散调整、措施优化等开发管理工作中取得了较好的效果。
　　
3 应用研究
　　
3.1 剩余油分布研究
　　
在对该块水锥大小和夹层分布研究的基础上，利用数模技术对该块剩余油分布规律进行了研究。
　　
平面上水体向构造高部位整体推进，使剩余油呈东西条带分布，纵向上底水锥进，底部水锥半径在100-140m左右，中部水锥半径在60-80m之间，顶部水锥半径只有20m左右。
　　
0号韵律段平面上不稳定，泥质含量高物性差，基本未动用。
　　
1号韵律段总的趋势是从南向北砂体变厚，因渗透率低，采出程度低，1号韵律段剩余油富集，下段水锥半径20-50米，剩余油主要分布在边部及井距大于100米的井间。
　　
2号韵律段平面上看全区分布，西部比东部发育，2号上韵律段采出程度较低，其中西部的腰部区因累油多，水淹相对严重，其它区域剩余油较多。2号下韵律段因渗透率高，距离底水较近，储量动用程度9.66%，动用程度相对较好。
　　
3号韵律段因渗透率高、含油带窄，储量动用程度高，为16.4%。剩余油仅在构造最顶部零星分布。
　　
纵向上看下部基本全部动用，中部由于底水锥进，井间有呈倒锥形分布的剩余油，上部动用较差，剩余油仍然富集。在局部平台上剩余油富集。
　　
3.2 零散调整
　　
2010年通过油藏数值模拟及方案优化，在剩余油仍然富集的边部部署2口水平井，其中盘40-平7日油能力达到了13t/d，含水5%，盘40-平11井日油能力7.7t/d，含水39%，同数模模拟结果和方案设计一致，取得了较好的效果。
　　
3.3 动态分析
　　
以往动态分析只是通过生产数据、监测等资料定性分析地下油藏变化，本次通过建模、数模一体化技术，通过解渗流方程，揭示地下油水运动规律，可以直观地分析地下动态变化，提高了认识，使动态分析更加深入。如盘40-平16井目的层为1号韵律层，投产后高含水，通过建模发现该井钻遇了水淹程度较高的2号韵律层，在数模里也得到印证。
　　
3.4 措施优化
　　
该块剩余油富集区油层厚可达度10m，而该块由于底水活跃、纵向上下部渗透性好、油稠等原因，造成底水锥进现象突出，而影响底水锥进的因素是射孔厚度和射孔位置，射孔位置主要选择在韵律层顶部，本次通过数模技术进行了射孔厚度优化论证，以井距的一半为半径做了一个单井径向网格，属性以改块属性为准，顶面海拔深度1344m，纵向上划分40个网格，每个网格厚度1m，以1至4m为射孔厚度，定井底流压预测5年累计产油量及产液量，不同射孔厚度下5年产油量和单位产油量下的产液量比较，射孔厚度大于4米时，5年累计产油量随着射开厚度的增加变化不大，但产液量却显著增加，因此4米是最佳射孔厚度。3.5 水平井跟踪
　　
该块水平井15口，日油水平82.9t/d，占到该块产量的77%，水平井管理是该块油藏管理的重点也是难点，而一体化技术为提高水平井分析管理提供了平台和技术保障。
　　
运用该技术对提液时机进行了预测和优化。根据无因次采液指数的变化规律和生产特点，中低含水期含水上升快，进入80%以后含水上升慢，因此最佳的提液时机为高、特高含水期。对含水80%、90%两个时期提液进行了优化，从结果看，盘40-平12井含水80%比90%时提液少产油300t，4口井含水80%比90%时提液增油100-300t，但增加的产水量较多，因此选择含水90%时进行提液；其它井含水80%比90%时提液增油0.07-0.61×104t，从80%开始提液效果好。
　　
4 结论
　　
利用建模数模一体化技术对厚层稠油底水油藏进行应用跟踪，能定量刻画剩余油在纵横向上的分布，在后期挖潜、动态分析、方案调整、措施优化工作中具有很好的指导作用，该区块建模数模一体化技术的应用，也为其它相似油藏的开发提供了借鉴。
　　
参考文献
　　
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[3] 吴胜和，李宇鹏.储层地质建模的现状与展望[J]. 海相油气地质.2007.，12（3）：43-59
　　
作者简介
　　
陈金环，工程师，1980年生，2007年获中国石油大学（北京）硕士学位，主要从事区块管理工作。