摘要:本文通过对商13-45块进行了油藏数值模拟和剩余油研究,确定了剩余油分布,认为构造和井网完善程度控制了剩余油在平面上的分布,并将研究结果应用于生产实际中,提出了下步潜力方向。
关键词:断块油藏;数值模拟;剩余油;构造
1、地质情况简介
商13-45断块内共24条断层,其中有13条断距相对较大(10～30m),延伸长度较长,将整个断块分为9个相对独立的断块。其余断层断距相对较小(<10m),延伸长度较小。且有侵入岩,在油层内均形成岩墙,具有封堵作用。沙二下为三角洲相沉积,地层厚度约230m,岩性以砂泥岩互层为主。储层平均孔隙度20.4%,平均渗透率32.4×10-3um2,属常规低渗透油藏,油层埋深2250-2480m,含油砂组3个(一+二、三、四),含油小层39个,小层厚度平均1.5m,含油面积5.0km2,石油地质储量727×104t,全部投入注水开发。
2、开发现状及特点
该块自1975年以来的开发历程中经历了注水开发夺高产、低渗油田正常稳产、产量递减、加密调整完善注采井网及低产稳产五个阶段。至今,钻遇井109口,共有68口井采过油,40口井注过水。
开发特点主要表现为:①为常温常压低粘未饱和层状断块低渗透油藏;②大段合注合采,造成层间水驱动用程度不均,水淹程度不均;③由于井况的损坏造成平面注采不完善,地层压力下降,储量动用状况变差。
3、模型的建立
3.1网格模型
根据油藏实际特点,选用从LandMark公司引进的VIP油藏数值模拟软件,选择黑油模型,建立了一+二、三和四3套砂层组的三维三相地质模型。
选择网格方向时,将控油主断层方向作为X轴方向,采用均匀的直角坐标网格模型。选择网格大小时,主要考虑到计算机运算时间和适应井距的网格间距。综合结果,X轴方向划分78个网格,Y轴方向50个,网格步长约44.2米。
模拟层的划分,既要满足模拟研究的目的和目标,又要考虑储层的物性和油水系统关系,同时还应考虑到资料的完整性。经综合权衡,将目标区分为36个模拟层,模型的总节点数达140400个。
3.2构造模型
在建立数模构造模型之前,首先对三维地质建模的地质模型数据进行网格粗化,然后将网格数据输出到VIP 数值模拟软件,形成数值模拟构造模型。
3.3储层属性模型
三维建模输出到VIP的有效厚度模型、孔隙度模型、渗透率模型和原始含油饱和度模型。
3.4流体模型
流体模型主要描述油藏中流体的物理性质,数据主要是通过实验室实验得到的。原油饱和压力平均11.9MPa;原始油气比92.7m3/t,体积系数1.30,地层原油粘度0.82mPa.S,地层水粘度0.3mPa.S,地面原油密度0.87g/cm3,地面原油粘度7.34mPa.S。
4、历史拟合
经过对区块储量、日产油、含水率、累积产油产水量进行拟合,输出曲线反映其变化趋势与实际点基本吻合。 5、剩余油研究
5.1剩余油分布
5.1.1平面分布
1)受构造因素控制形成剩余油滞留区
在小断块和断层遮挡的边角处有剩余油富集。如在一～四砂组的商13-381～商13-171井区、一砂组的商13-194井区由于受断层遮挡,水驱难以波及,仍然有较高丰度的剩余油富集。
2)注水井与注水井之间形成剩余油富集区
由于注水井之间两侧驱动水的推进,两条水线尚未相接时,在水线前缘间形成剩余油区域。如商13-543至商13-55井区,东边有商13-52和商13-54井注水,西边有商13-73、商13-63及后来转注的商13-542和商13-546井注水,在两侧注水井之间形成丰度相对较高的剩余油富集区。
3)储量分布分散的地带存在零星剩余油
这是由于距离注水井远、无井点控制、未能水驱波及,或无采油井点而造成,它们多以零星片状分布于油层中。在油藏东部的商79、商13-258和商13-13井区,仅单井钻遇商13-544和商13-195井区由于储层薄,储量丰度低,形不成注采关系等,仍有一定的剩余油分布。
5.1.2纵向上剩余油分布
相对采出程度大于110%的小层有9层(一+二5三3.5.12四5.6.7.8.11),多分布在4砂组的上中部。相对采出程度在80至110之间的有15层(一+二2.3.7.8三1.2.6.9.10.11四1.2.3.4.9),储量动用程度中等。相对采出程度低于80的有12层(一+二1、4、6、9、10三4、7、8四10、[1] [2] 下一页 |
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