北三西东块数值模拟研究.doc

北三西东块数值模拟研究
刘衡 摘要:高含水期油田开发与调整的基础是搞清剩余油的分布,剩余油总体上高度分散,局部还有富集部位,为了定量描述北三西东块剩余油的分布情况,预测区块开发指标变化规律,开展了北三西东块剩余油分布数值模拟工作。模型加以修改与调整,使模拟产生的数据与实际情况相一致。这样应用数值模拟模型预测的地下流体的分布和未来动态才是比较可靠的。
生产历史拟合中油水井的工作制度采用所有采油井定地面产液量,注水井定注入量,这种工作制度可以保证模型的采出体积与实际一致。减轻含水拟合与压力拟合的相互干扰。
生产历史拟合中主要进行了区块压力拟合和含水拟合,压力拟合主要采取劈分边界注水井的注入量,其中认为处于模型角上的注水井的注水量有1/4进入模型,处于模型边上的注水井的注水量有1/2进入模型。经过拟合全区压力变化趋势与实际油藏的压降趋势吻合。
研究区自1964年投入开发,生产历史较长,本区在综合含水拟合上,主要是修改油水相对渗透率曲线,微调全区渗透率值,使全区综合含水率与观察数据大体接近,然后拟合重点井含水率,方法是调整局部地区的渗透率值,以及部分井附近的传导率和垂向渗透率,对个别难拟合井使用不同的油水相对渗透率曲线,同时兼顾注水井的注入状况,调整注水井的主要吸水方向等,使注采关系更接近于油藏实际情况。
由于选用了所有采油井定地面产液量,注水井定注入量的工作制度,在区块的含水率拟合好之后,区块的累积产油产水量也得到了很好的拟合。
对模拟结果进行分析,由于地质模型是建立在三维地质建模的基础上,井网密度很大对地质体属性已有很强的控制性,所建立的原始地质模型总体上符合率较高,大大减少了后期拟合过程中的调整工作量。本次模拟研究选用的油水相对渗透率曲线是根据大庆长垣2万多个样品的统计实验结果,计算出的30条相对渗透率曲线,然后根据渗透率分布分别应用不同的相对渗透率曲线。具体应用为将绝对渗透率从50md到1500md分为30个级别,分别对应30条编号从1到30的相渗曲线。对所有网格依据其绝对渗透率值赋予各自的相渗曲线。从拟合结果可以看出, 油藏的动态历史得到了较好的拟合,说明现在的地质模型已经与实际的地下情况较好的符合,因此我们认为目前研究区地下剩余油的分布是可信的,这就为下一步分析剩余油提供了基础。
4. 剩余油分布规律分析
剩余油平面分布
由于区块已处于高含水期,地下剩余油总体上高度分散,局部还有富集部位。从绘出的小层剩余油分布图分析,剩余油的分布在平面上表现出以下特征:
注水井与注水井之间形成剩余油富集区
这类剩余油分布较普遍,各小层具有分布,与井网方式有关。这是由于注水井之间俩侧驱动水的推进,俩条水线尚未相接时,在水线前缘间形成剩余油的区域。例如PII10a小层的注水井北3-4-148、北3-3-152、北3-3-151、北3-3-150 之间存在明显的剩余油分布。这种剩余油的分布特征与油藏各开发阶段井网完善程度密切相关,随注入水的不断推进,水线逐渐靠近,剩余油分布形态将由通道式条带逐渐演变为俩端粗,中间细的葫芦状,最后被分割开来,在俩端形成片状。这类剩余油分布取决于注入水的侵入速度,注采井网,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