飞雁滩油田埕110块不整合油藏开发实践

刘大鹏

[摘 要]飞雁滩油田埕126-斜1块属于中高渗透边水粉-细砂岩岩性构造油藏，开发中存在储量控制程度低，油水井斜度大，易出砂，含水上升快的问题。针对存在问题，应用油藏数值模拟技术，在储层建模和动态历史拟合基础上，研究埕126-斜1块平面上和纵向上的剩余油分布规律，为飞雁滩油田下一步开发方案的调整提供依据。

[关键词]飞雁滩油田 剩余油分布 油藏数值模拟 历史拟合

中图分类号：O241 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）12-0372-01

1 油藏概况

埕126-斜1块位于山东省东营市河口区黄河故道入海口附近，含油面积1.3km2，有效厚度5.5米。该块上馆陶组以14+5层为主力油层，油藏埋深在1290-1340米，兼顧17层，上馆陶组下部地层以低弯度的曲流河河道沉积为主，向上泥岩逐渐发育，以泥包砂为主。为粉细砂岩及细砂岩，泥质胶结，砂岩成熟度低，磨圆棱-次棱，分选中等，有效孔隙度平均35%，空气渗透率为3107*10-3μm2。原油密度0.947g/cm3，粘度420mPa.s，总矿化度4000mg/l，水型为NaHCO3，原始地层压力12.431MPa，压力梯度0.9431；油层温度55℃，地温梯度2.7℃/100m，地质储量194*104t。

2 数值模拟技术的应用

2.1 地质模型的建立

采用角点网格来建立适用于飞雁滩油田埕126-斜1块油藏模型。平面上网格步长为25*25，纵向沿层划分为10个网格，为了精确的模拟泥岩对流体渗流的阻隔作用，把泥岩也作为一个模拟层。将主力层Ng145层分别刻画细分为Ng141、Ng142和Ng15层，其中Ng142层作为Ng14和Ng15的夹层刻画，模型中的网格节点数为：150*117*10，共175500个网格。

技术人员通过刻画夹层分布，建立构造模型同时建立了地层属性模型。

2.2 数模模型的建立

在地质模型已经确定油藏顶部埋深、油层有效厚度、空隙度、渗透率及静毛比的静态参数场的基础上，在没有该块取芯资料的前提下，通过借用飞雁滩油田其它相邻区块取芯井的高压物性资料和油水相对渗透率曲线，对油藏进行数字模型建立。

技术人员在历史拟合中，进行了地质储量拟合和产量拟合、含水拟合、单井动态拟合。在全区生产指标的拟合完成后，对单井含水指标进行拟合，单井含水整体指标主要是通过相对渗透率曲线的修正，达到拟合单井整体含水的目的；单井局部含水拟合是根据开发动态资料分析判断其油井生产历史及生产措施实施情况，通过在相应的时间段调整局部的渗透性和生产指数来拟合，调整后，单井含水拟合率达到93%。（图1、图2）可以满足对油田剩余油分布的研究。

3 埕126-斜1块初始含油饱和度分布特征

各油层初始含油饱和度分布与测井解释、测试结果基本一致，总的趋势是含油性从构造高部位向低部位逐渐变差。在Ng14和Ng15小层高部位含油性好，绝大部分区域含油饱和度大于50%；Ng17层边部含油性较差，大部分区域含油饱和度小于50%。（图3）

纵向上Ng14层整体含油饱和度较高，纵向上分布均匀，油水边界以内含油饱和度大于50%，Ng15层底部有边底水发育，靠近边水地区含油饱和度普遍小于50%，Ng16层砂体分布范围较小，砂体呈土豆状分布，初始含油饱和度均匀，大于50%。Ng17层砂体正韵律沉积底部含油饱和度较低，顶部含油饱和度较高，顶部初始含油饱和度大于50%。

4 埕126-斜1块平面水淹状况和剩余油分布特征

4.1 Ng145层水淹状况及剩余油分布特征

飞雁滩埕126-斜1块主力层Ng145层实际上在局部叠合，夹层分布不清，是本次数值模拟研究的重点，将Ng145在模型中分成三个小层，即Ng141、Ng142和Ng15层，其中Ng142为两层之间的泥质隔夹层，含油饱和度不予描述。隔夹层上部Ng141层剩余油分布较为广泛剩余油饱和度在46%-55%之间，而隔夹层下部Ng15层水淹更为严重，剩余油饱和度小于50%（图4）；平面上剩余油主要分布在Ng14层顶部埕126-斜9与埕126-斜10井区北部，埕129-斜3北部无油井控制区，埕126-斜5、埕126-斜6和埕126-斜3油水井间三角区，剩余油饱和度在46%-55%之间。

4.2 Ng16、7层水淹状况及剩余油分布特征

飞雁滩埕126-斜1块Ng16.层为非主力层，储层分布范围小，模拟工区内仅有1口井埕129-斜3井开采，西北部水淹严重，平面剩余油小于46%。

飞雁滩油田Ng17层大面积分布，埕126-斜1块所在的区域为Ng17层主河道东北部靠近边水地区平面上剩余油分布不均，埕126-斜5东北部靠近边水区已全部水淹，剩余油分布在埕126-斜5井西南部构造高部位，剩余油饱和度在40-55%之间。纵向上Ng17层底部水淹严重，剩余油饱和度小于40%，正韵律层顶部剩余油相对富集，在埕126-斜5井顶部区域剩余油饱和度大于45%。

5 结论

①精细地质模型必须建立适合油藏的网格、构造模型及属性模型，而数模过程发现储量、压力等拟合误差较大时，需要对地质模型中的净毛比、夹层渗透率、边底水水体大小等参数适当修正，使地质模型更符合地质认识。

②数模建模一体化技术将传统油藏工程方法定性的优化判断变为数字化的对比，为方案的优化部署提供了科学的依据，提高了方案部署的可靠性，特别是在对剩余油的分布研究中显示了较大的优越性。

②埕126-斜1块Ng145、Ng16、Ng17层剩余油分布在：部微构造高点、井网控制不到的区域、油井之间和油水井主流线波及不到的区域，如埕126-斜5、埕126-斜6和埕126-斜3围成的三角区域。

③对于物性较好的剩余油分布区，可以通过打调整井和进一步完善注采井网来挖潜剩余油；对于物性较差的剩余油分布区，只能依靠油井转注完善注采井网，增加水驱波及体积，提高采收率。

④飞雁滩油田埕126-斜1块已进入高含水期开发阶段，剩余油挖潜一方面应以平面上完善注采，纵向上的层位调整为主，另一方面应从以提高水驱波及系数为主的阶段转向以提高水淹区内水驱油效率为主的水洗油阶段。

参考文献

[1] 陈月明.油藏数值模拟基础[M].济南：石油大学出版社，1990.