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摘要：针对卫58块构造复杂，储层非均值强，注水开发效果差及剩余油分布认识不清等特点，以高精度三维地震为依托，深化构造认识，建立精细三维地质模型；利用数值模拟软件建立油藏数值模型，通过对开发动态历史拟合，定量描述剩余油分布状况。针对不同剩余油分布类型，提出了相应调整挖潜措施，调整效果明显。
关键词：剩余油分布 三维地质建模 数值模拟 开发动态
高含水期油田开发与调整研究内容可以概括为“认识剩余油，开采剩余油”，开发难度比处于中、低含水期的油田要大得多[1]，传统的方法是根据已投产井的动态变化及沉积相带图等资料进行调整挖潜，本次通过三维油藏数值模拟定量描述剩余油分布特征指导挖潜，很大程度上提升了措施有效率，为同类油藏调整挖潜走出了一条科学道路。
一、精细地质研究
1.油藏地质概况
1.1构造特征
区块为断阶式鼻状构造，呈北窄南宽的长条型，西北高、东南低，地层平缓，次级小断层多。卫58块东边界为东倾的卫2断层（落差为300～600m），西边界为东倾的卫32断层（落差为400～1000m），落实程度高，但区块内部次级小断层（断距10～50m）较多，尤其是中部地区落实程度差。
1.2储层物性特征
卫58块沙二上1油层埋深1700米，为河道相沉积。油层岩性主要为细、粉石英砂岩，胶结疏松，物性较好，平均孔隙度为25.0%，平均空气渗透率318.23×10-3μm2。研究层位沙二上1束缚水饱和度为38%左右，等渗透点含水饱和度在55%以上，表现岩石强亲水性。
1.3流体性质
储层原油物性差，地面原油密度0.932g/cm3，地面原油粘度241mPa.s，原油凝固点26℃，含蜡量19.8%。油层温度67℃，原始地层水矿化度4.32×104mg/L，氯离子含量2.81×104mg/L，水型为CaCl2 。
2.建立数值模型
将精细油藏地质研究结果：小层构造图、砂岩厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度输入建模软件，建立精细三维地质建模，将模型输入数模软件，加上油藏基础参数、PVT数据表、相对渗透率表建成油藏数模模型。
二、精确历史拟合
历史拟合是在计算机上重现油藏开发历史的过程，动态与油田实际的生产动态进行比较，在尊重实际资料前提下，通过对影响开发动态参数进行调整，使计算动态和动态资料重新似合，从而对开发历程正确分析，使油藏描述与地下实际情况更接近[2-3]。
1.网格设计
设计模拟网格时要考虑3个问题：网格定向，网格尺寸大小和网格块形状。根据卫58块实际情况，模拟网格采用不等距四边形角点网格系统，纵向上分为5个小层，网格密度为20m×20m，网格边界主要依油藏的控制断层为界。
2.历史拟合
油藏描述所建立的地质模型是否准确，需要通过历史拟合加以确认。调整油藏模型参数一般使用3步法：首先能量平衡，即拟合压力，其次是对多相流体的相态调整，最后是调整产能。经过调整，区块参数得到较好拟合（见图1）。
三、预测剩余油分布
根据数值模拟研究结果，得出个模拟层的剩余油分布图（见图2），从而得到卫58块剩余油分布特征：
1.断层遮挡型剩余油分布富集带。这主要是由于断层沿线井大都里断层有一定距离，难以有效控制断层附近的储量，在断层的高部位，形成了条带状剩余油富集区。
2.注采不完善型剩余油富集区。这与油藏各个开发阶段井网完善程度密切相关，随着边水和注水水不断推进，剩余油分布形态条带状逐渐演变为片状。这类剩余油分布取决于注入水和边水的侵入速度、注采井网完善程度、边水活跃程度、储层渗透率等因素，井网和注水状况决定了剩余油的分布范围，油层渗透率决定了剩余油分布位置。如卫58-28井附近时剩余油富集区，是下步挖潜调整的对象。
3.平面、层间矛盾形成剩余油富集区。这是由于无井点控制、无水驱波及，或无采油井点而形成，多以零星片状分布于油层中。
四、调整挖潜
通过对卫58块剩余油分布规律和潜力综合分析研究，考虑到目前地质和工艺技术现状，结合油藏开发实际，调整工作应在3个方面进行。
1.开发井网调整，即部署高效调整井，加快剩余油富集区的开采速度，部署调整井6口。
2.注采关系调整。针对局部地方出现注采不完善，注采关系不对应情况，通过大修、恢复、转注等进一步优化完善注采井网，提出补孔6口，转注2口，分注4口。
通过措施实施，增加水驱控制储量28×104t，增加水驱动用储量18.7×104t，区块开发形势明显好转，日产油上升16t，自然递减-38.22%，下降34.75个百分点。
五、结论
1.三维地质建模技术是油藏开发地质研究的有力工具，通过建立精细三维地质模型可以直观生动地显示地下情况，由此可以解决许多传统地质研究方法中存在的问题。
2.数值模拟结果可以定量、动态展示剩余油分布状况，结果相对于传统方法更为科学准确。
卫58块数值模拟结果表明，拟合地质储量、含水率、采油量与实际情况基本一致，其结果可为油藏下步挖潜提供科学依据。
参考文献
[1]谢俊，张金亮，剩余油描述与预测[M].北京：石油工业出版社，2003.
[2]Yuding，Luceweill.油藏数值模拟时的井模型.见：陈路原。国外油田开发技术文集.北京：石油工业出版社，2001.107～116.
[3]刘玉山，杨耀忠.油气藏核心技术进展[J].油气地质与采收率，2002，
9（5）：31-33.
关键词：剩余油分布 三维地质建模 数值模拟 开发动态
高含水期油田开发与调整研究内容可以概括为“认识剩余油，开采剩余油”，开发难度比处于中、低含水期的油田要大得多[1]，传统的方法是根据已投产井的动态变化及沉积相带图等资料进行调整挖潜，本次通过三维油藏数值模拟定量描述剩余油分布特征指导挖潜，很大程度上提升了措施有效率，为同类油藏调整挖潜走出了一条科学道路。
一、精细地质研究
1.油藏地质概况
1.1构造特征
区块为断阶式鼻状构造，呈北窄南宽的长条型，西北高、东南低，地层平缓，次级小断层多。卫58块东边界为东倾的卫2断层（落差为300～600m），西边界为东倾的卫32断层（落差为400～1000m），落实程度高，但区块内部次级小断层（断距10～50m）较多，尤其是中部地区落实程度差。
1.2储层物性特征
卫58块沙二上1油层埋深1700米，为河道相沉积。油层岩性主要为细、粉石英砂岩，胶结疏松，物性较好，平均孔隙度为25.0%，平均空气渗透率318.23×10-3μm2。研究层位沙二上1束缚水饱和度为38%左右，等渗透点含水饱和度在55%以上，表现岩石强亲水性。
1.3流体性质
储层原油物性差，地面原油密度0.932g/cm3，地面原油粘度241mPa.s，原油凝固点26℃，含蜡量19.8%。油层温度67℃，原始地层水矿化度4.32×104mg/L，氯离子含量2.81×104mg/L，水型为CaCl2 。
2.建立数值模型
将精细油藏地质研究结果：小层构造图、砂岩厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度输入建模软件，建立精细三维地质建模，将模型输入数模软件，加上油藏基础参数、PVT数据表、相对渗透率表建成油藏数模模型。
二、精确历史拟合
历史拟合是在计算机上重现油藏开发历史的过程，动态与油田实际的生产动态进行比较，在尊重实际资料前提下，通过对影响开发动态参数进行调整，使计算动态和动态资料重新似合，从而对开发历程正确分析，使油藏描述与地下实际情况更接近[2-3]。
1.网格设计
设计模拟网格时要考虑3个问题：网格定向，网格尺寸大小和网格块形状。根据卫58块实际情况，模拟网格采用不等距四边形角点网格系统，纵向上分为5个小层，网格密度为20m×20m，网格边界主要依油藏的控制断层为界。
2.历史拟合
油藏描述所建立的地质模型是否准确，需要通过历史拟合加以确认。调整油藏模型参数一般使用3步法：首先能量平衡，即拟合压力，其次是对多相流体的相态调整，最后是调整产能。经过调整，区块参数得到较好拟合（见图1）。
三、预测剩余油分布
根据数值模拟研究结果，得出个模拟层的剩余油分布图（见图2），从而得到卫58块剩余油分布特征：
1.断层遮挡型剩余油分布富集带。这主要是由于断层沿线井大都里断层有一定距离，难以有效控制断层附近的储量，在断层的高部位，形成了条带状剩余油富集区。
2.注采不完善型剩余油富集区。这与油藏各个开发阶段井网完善程度密切相关，随着边水和注水水不断推进，剩余油分布形态条带状逐渐演变为片状。这类剩余油分布取决于注入水和边水的侵入速度、注采井网完善程度、边水活跃程度、储层渗透率等因素，井网和注水状况决定了剩余油的分布范围，油层渗透率决定了剩余油分布位置。如卫58-28井附近时剩余油富集区，是下步挖潜调整的对象。
3.平面、层间矛盾形成剩余油富集区。这是由于无井点控制、无水驱波及，或无采油井点而形成，多以零星片状分布于油层中。
四、调整挖潜
通过对卫58块剩余油分布规律和潜力综合分析研究，考虑到目前地质和工艺技术现状，结合油藏开发实际，调整工作应在3个方面进行。
1.开发井网调整，即部署高效调整井，加快剩余油富集区的开采速度，部署调整井6口。
2.注采关系调整。针对局部地方出现注采不完善，注采关系不对应情况，通过大修、恢复、转注等进一步优化完善注采井网，提出补孔6口，转注2口，分注4口。
通过措施实施，增加水驱控制储量28×104t，增加水驱动用储量18.7×104t，区块开发形势明显好转，日产油上升16t，自然递减-38.22%，下降34.75个百分点。
五、结论
1.三维地质建模技术是油藏开发地质研究的有力工具，通过建立精细三维地质模型可以直观生动地显示地下情况，由此可以解决许多传统地质研究方法中存在的问题。
2.数值模拟结果可以定量、动态展示剩余油分布状况，结果相对于传统方法更为科学准确。
卫58块数值模拟结果表明，拟合地质储量、含水率、采油量与实际情况基本一致，其结果可为油藏下步挖潜提供科学依据。
参考文献
[1]谢俊，张金亮，剩余油描述与预测[M].北京：石油工业出版社，2003.
[2]Yuding，Luceweill.油藏数值模拟时的井模型.见：陈路原。国外油田开发技术文集.北京：石油工业出版社，2001.107～116.
[3]刘玉山，杨耀忠.油气藏核心技术进展[J].油气地质与采收率，2002，
9（5）：31-33.