油藏數(shù)值模擬

油藏數(shù)值模擬技術(shù)及應(yīng)用

楊承林勘探開發(fā)科學(xué)研究院482315313721745389ychle@163.com1/18/20241主講提綱：

第一節(jié)油藏數(shù)值模擬概述第二節(jié)油藏數(shù)值模擬基本原理第三節(jié)油藏地質(zhì)模型的建立

第四節(jié)動態(tài)歷史擬合方法

第五節(jié)動態(tài)預(yù)測及方案優(yōu)化

第六節(jié)應(yīng)用實例分析

1/18/20242第一節(jié)油藏數(shù)值模擬概述

一、油藏數(shù)值模擬的發(fā)展

油藏數(shù)值模擬是指從地下流體滲流過程中的本質(zhì)特征出發(fā)，建立描述滲流過程基本物理現(xiàn)象、并能描述油藏邊界條件和原始狀況的數(shù)學(xué)模型，借助計算機計算求解滲流數(shù)學(xué)模型，結(jié)合油藏地質(zhì)學(xué)、油藏工程學(xué)通過計算機系統(tǒng)重現(xiàn)油田開發(fā)的實際過程，用來解決實際問題的一種技術(shù)和手段。1/18/20243年代主要技術(shù)成果最大網(wǎng)格結(jié)點數(shù)模擬器性能1950Aronofsky和Jenkins氣體徑向流模型交替方向隱式格式(ADI格式)少于100只能模擬小的二維模型，不能運行三維模型。一切必須簡單：單相流體或者不可壓縮兩相流體、非常簡單的幾何形狀。1960隱式壓力顯式飽和度(IMPES)計算方法上游加權(quán)數(shù)值彌散的控制強隱式(SIP)過程隱式計算模型對線性連續(xù)超松弛法解方程組進(jìn)行矯正200建立了簡單的三維三相黑油模型，可以模擬多井，井位可以任意設(shè)計，產(chǎn)量隨時間變化。網(wǎng)格塊尺寸可以變化，并且網(wǎng)格塊可以被切除，或者從系統(tǒng)中消除。到60年代末，隱式計算方法得到發(fā)展，可以用來模擬油井錐進(jìn)。1970Stone相對滲透率模型垂向平衡概念Tod—longstaff混相驅(qū)替計算兩點上游加權(quán)D4直接求解方法全速度連續(xù)隱式方法擬函數(shù)變泡點黑油模型共扼梯度和正交極小化(ORTHOMIN)基于近似因式分解的迭代方法Peaceman油井產(chǎn)量、壓力矯正對網(wǎng)格定向效果的九點法2000第一代組分模擬器誕生。計算速度的限制使得只能用大的網(wǎng)格塊，數(shù)值彌散嚴(yán)重。同時，初期的模型比較脆弱。由于對提高采收率的強烈興趣，對混相模型和化學(xué)驅(qū)的油藏模擬研究進(jìn)行了很大努力。最后隱式計算方法的進(jìn)步滿足了非等溫過程解的穩(wěn)定性。油藏數(shù)值模擬各發(fā)展階段技術(shù)指標(biāo)對比

1/18/202441980代碼矢量化嵌套隱式分解體積平衡公式Y(jié)oung一Stephenson公式自適應(yīng)隱式方法約束余量局部網(wǎng)格加密角點幾何地質(zhì)統(tǒng)計定義域分解3300用戶不再必須告知模擬器井位和如何生產(chǎn)。在預(yù)測階段，油藏模擬器負(fù)責(zé)決策布井和生產(chǎn)。決定油井何時開始工作、何時鉆新井、調(diào)整產(chǎn)量使其限制在分離器能力之內(nèi)、保持油藏壓力在希望的數(shù)值，并且分配生產(chǎn)氣回注和氣舉。另一個發(fā)展是可以模擬裂縫性油藏。突破局部正方形網(wǎng)格連接的一般限定，使得可以模擬穿過斷層的油層位移。最后，開始進(jìn)行交互數(shù)據(jù)前處理和用戶圖形界面顯示工作。1990代碼并行化網(wǎng)格粗化Voronoi網(wǎng)格500000油藏模擬器更加易于使用。包括用戶圖形界面、數(shù)據(jù)集成方面的廣泛嘗試，以及自動網(wǎng)格生成軟件包的發(fā)展。數(shù)值地質(zhì)模型的應(yīng)用，可以描述統(tǒng)計產(chǎn)生的精細(xì)參數(shù)，它的應(yīng)用漸漸廣泛。從大量的細(xì)化地質(zhì)參數(shù)到油藏模擬大網(wǎng)格參數(shù)的粗化需要大量的工作。當(dāng)前多相流線模型PEBI網(wǎng)格自動生成技術(shù)子波變換法異步并行技術(shù)旋轉(zhuǎn)交錯網(wǎng)格百萬或千萬以上水平井、分支井模擬技術(shù)。強大的前、后處理功能。自動擬合技術(shù)1/18/20245

二、油藏數(shù)值模擬的基本過程

確定研究目標(biāo)動態(tài)預(yù)測選擇研究方法建立地質(zhì)模型數(shù)據(jù)檢查及資料輸入歷史擬合數(shù)值模擬過程1/18/202461.確定研究目標(biāo) 對于具體的研究過程可以綜合考慮以下因素： （1）油藏的類型 （2）油藏的開發(fā)階段 （3）提出的工程問題2.選擇研究方法（模擬器）

影響研究方法選擇的三個主要因素是： （1）能否找到針對研究問題的相應(yīng)模擬器。 （2）針對具體油藏模擬問題，具備對選定的模擬器作某些修改的能力。 （3）研究所允許的時間、計算機、人力及經(jīng)費的限制，即不允許突破規(guī)定的時間和成本的限制。

選用模型的基本原則是：在滿足工程精度要求的條件下，以最短的時間、最少的人力和計算機費用選用最簡單的數(shù)學(xué)模型和方法。1/18/202473.建立地質(zhì)模型

網(wǎng)格模型的設(shè)計要受到模擬過程的類型、在非均質(zhì)油藏中的流體運動的復(fù)雜性、選定的研究目標(biāo)、油藏描述的精確程度以及允許的計算時間和成本預(yù)算等因素的影響。4.數(shù)據(jù)檢查及資料輸入5.歷史擬合

是油藏模擬中至關(guān)重要的工作。因為一個油藏模型被建立起來以后，它是否完全反映油氣藏實際，并未經(jīng)過檢驗。只有利用將生產(chǎn)和注入的歷史數(shù)據(jù)輸入模型并運行模擬器，再將計算的結(jié)果與油氣藏的實際動態(tài)相比，才能確定模型中采用的油氣藏描述是否是有效的。若計算獲得的動態(tài)數(shù)據(jù)與油藏實際動態(tài)數(shù)據(jù)差別甚遠(yuǎn)，就必須不斷地調(diào)整輸入模型的基本數(shù)據(jù)，直到由模擬器計算得到的動態(tài)與油藏生產(chǎn)的實際動態(tài)達(dá)到滿意的擬合為止。由于歷史擬合調(diào)整參數(shù)的目的是為了把真實油藏的描述搞得盡可能精確，所以，它是油藏模擬中不能缺少的重要步驟。1/18/202486.動態(tài)預(yù)測

獲得了好的、可以接受的歷史擬合后，就可利用該模型來預(yù)測油氣藏未來的生產(chǎn)動態(tài)。預(yù)測的內(nèi)容包括：原油、天然氣和水的產(chǎn)量，氣油比與油水比的動態(tài)，剩余油和剩余氣的分布，油藏壓力的變化動態(tài)，流體前緣位置，對井設(shè)備和修井的要求，區(qū)域采出程度，估計油氣藏最終采收率等。預(yù)測的結(jié)果將作為油藏開發(fā)與管理決策的重要依據(jù)。這里所指出的是，動態(tài)預(yù)測的準(zhǔn)確性，明顯地取決于采用模型的正確性和油藏描述的準(zhǔn)確性與完整性。因此，花一定的時間與精力對模擬的結(jié)果進(jìn)行評估，判斷它是否達(dá)到了預(yù)期的研究目的，是十分必要的。1/18/20249三、油藏數(shù)值模擬的主要模型油藏數(shù)學(xué)模型的分類，一般有四種方法：1/18/202410四、油藏數(shù)值模擬在油田開發(fā)中的主要作用

現(xiàn)以黑油模型為例，闡述油藏數(shù)值模擬的用途。

1.制定初期開發(fā)方案（1）實施方案的可行性評價。（2）優(yōu)化油氣藏開發(fā)和生產(chǎn)的最佳方案。（3）模擬并優(yōu)化選擇開發(fā)井網(wǎng)、開發(fā)層系、井?dāng)?shù)和井位。（4）模擬優(yōu)化注水方式，判斷不同注水類型的優(yōu)劣。（5）對不同開采方式的開發(fā)效果進(jìn)行評估。（6）對油藏和流體性質(zhì)的敏感性進(jìn)行評價。（7）估算出產(chǎn)量對油氣開采量和經(jīng)濟(jì)效益的影響。1/18/202411四、油藏數(shù)值模擬在油田開發(fā)中的主要作用

現(xiàn)以黑油模型為例，闡述油藏數(shù)值模擬的用途。2.對已開發(fā)油田的歷史進(jìn)行模擬（1）確定產(chǎn)液量和生產(chǎn)周期。（2）確定油藏和流體特性，擬合全油田和單井的壓力、含水率(氣油比)等歷史動態(tài)。（3）指出油田開采過程中存在的問題。（4）確定產(chǎn)出的油氣來自油藏的哪些層位。（5）在計算機上重現(xiàn)油氣藏的開采過程。

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3.動態(tài)預(yù)測

（1）評價提高采收率的方法

A.天然能量采油；

B.注水開發(fā)；

C.注氣開采；

D.注聚合物采油；

E.注表面活性劑；

F.注CO2和其他混相驅(qū)；

G.注蒸汽；

H.火燒油層；

I.微生物采油；

K.二元、三元復(fù)合驅(qū)油；1/18/202413（2）研究剩余油飽和度分布

A.研究剩余油飽和度的分布范圍和類型；

B.單井進(jìn)行調(diào)正，改變液流方向，改變注采井別；

C.擴(kuò)大水驅(qū)油波及系數(shù)，改變注水層位；

D.回答油田開發(fā)中所遇到的問題并提出解決問題的方法（3）評價潛力和提高采收率的方向

A.確定井位、加密井的位置；

B.確定產(chǎn)量、開采方式；

C.確定地面和井的設(shè)備；

D.各種調(diào)整開發(fā)方案指標(biāo)對比及經(jīng)濟(jì)評價。1/18/202414

4.專題和機理問題的研究（1）對比注水、注氣和天然枯竭開采動態(tài)；（2）研究各種注水方式的效果；（3）研究井距、井網(wǎng)對油藏動態(tài)的影響；（4）研究不同開發(fā)層系對油藏動態(tài)的影響；（5）研究不同開發(fā)方案的各種指標(biāo)；（6）研究單井產(chǎn)量對采收率的影響；（7）研究注水速度對產(chǎn)油量和采收率的影響；（8）研究油藏平面性質(zhì)和層間非均質(zhì)性對油藏動態(tài)的影響；（9）驗證油藏的面積和地質(zhì)儲量；（10）檢驗油藏數(shù)據(jù)；（11）評價各種可能的EOR方案及其實施方法。

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五、當(dāng)前常用的應(yīng)用軟件簡介

1.DesktopVIP油藏數(shù)值模擬軟件

DesktopVIP油藏數(shù)值模擬軟件是美國蘭德馬克公司開發(fā)的并行模擬軟件。并行油藏數(shù)值模擬是近年發(fā)展起來的新技術(shù)，既能處理大規(guī)模油藏數(shù)值模擬和超大規(guī)模油藏數(shù)值模擬，同時又能加快小規(guī)模油藏數(shù)值模擬的運算速度，使模擬更大、更快、更準(zhǔn)確，縮短研究周期。

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五、當(dāng)前常用的應(yīng)用軟件簡介

1.DesktopVIP油藏數(shù)值模擬軟件

DesktopVIP油藏數(shù)值模擬軟件包括了多個模擬模塊：（1）VIP-BLACKOIL——三維三相黑油模型（2）VIP-COMP——組份狀態(tài)方程控制的組份模型（3）VIP-THERMTM——熱采模型（4）VIP-POLYMER——聚合物驅(qū)模型（5）VIP-DUAL——裂縫模型1/18/202417

五、當(dāng)前常用的應(yīng)用軟件簡介1/18/202418包括11個模塊：GEOLINKGRIDGENRPRCOREDT_PVTCURVEDPREXECARRAY3DVIEWPLOTVIEWVIP_COREVIP_EXEC前處理模塊：后處理模塊：主模塊：1/18/202419各模塊之間的關(guān)系：GEOLINKARRAYVIP_COREGRIDGENRPRCOREDT_PVTCURVEDPREXECVIP_EXECPLOTVIEW3DVIEW1/18/202420模塊類模塊名主要功能前處理Geolink三維可視化模型數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換到模擬模型Gridgenr數(shù)據(jù)數(shù)字化輸入、模型網(wǎng)格化Array網(wǎng)格屬性插值計算Prexec為動態(tài)模型處理生產(chǎn)數(shù)據(jù)Dtpvt組分相態(tài)分析后處理3dview三維可視化觀察模擬結(jié)果2dview二維可視化觀察模擬結(jié)果Plotview模擬生產(chǎn)曲線分析Simout簡化二維可視化／生產(chǎn)曲線主模型Vip-exec 黑油模型Vip-comp* 多組分模型VIP軟件各模塊的主要功能：1/18/202421GEOLINK是一種將地質(zhì)、地層或地質(zhì)統(tǒng)計模型轉(zhuǎn)換成用于油藏模擬的成熟的3D工具。對非常詳細(xì)的測井?dāng)?shù)據(jù)和地震數(shù)據(jù)進(jìn)行重組，就能在不犧牲精度的情況下開發(fā)一種更簡單的模型結(jié)構(gòu)用于模擬。主要模塊功能介紹：1/18/202422

GRIDGENR用以詳細(xì)描述油藏的三維地質(zhì)結(jié)構(gòu)和油藏的性質(zhì)，把油藏描述的數(shù)據(jù)編輯成主模型所需的格式，尤其是可以輸入和編輯各種等值線圖，如等深圖、等厚圖、井位構(gòu)造圖、孔、滲、飽等值圖等?？梢栽诖蛴C或繪圖儀上輸出圖件。主要模塊功能介紹：1/18/202423GRIDGENR能夠?qū)Τ跏蓟筒啬Ｐ瓦M(jìn)行網(wǎng)格化、計算和觀察，即把油藏模型細(xì)分成三維“網(wǎng)格塊”供計算機進(jìn)行模擬計算。能容易地進(jìn)行局部網(wǎng)格加密定義，用于地質(zhì)上模擬復(fù)雜特性的3D網(wǎng)格化，能粗化由GeoLink生成的3D地質(zhì)模型，并在模擬之前用3DVIEW可視化你的結(jié)果。主要模塊功能介紹：1/18/202424PREXEC一個收集和準(zhǔn)備各種油藏生產(chǎn)數(shù)據(jù)的工具。可以：1）輸入新的模擬數(shù)據(jù)或修改已有的模擬數(shù)據(jù)；2）從別的資源引入油水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)；3）自動產(chǎn)生運行主模型所需的模擬記錄文件；4）自動生成多個不同的模擬研究方案。主要模塊功能介紹：1/18/202425VIP_CORE是VIP系列軟件的初始化模塊，用來計算模擬模塊所需用到的油藏初始條件。主要模塊功能介紹：VIP_EXEC是VIP系列軟件的主模塊，用來運行與時間有關(guān)的模擬計算，計算油藏壓力和飽和度隨時間和工作制度的變化。1/18/202426主要模塊功能介紹：PLOTVIEW是一個繪圖工具，根據(jù)VIP模擬結(jié)果繪制油井生產(chǎn)曲線，把結(jié)果與實際生產(chǎn)資料或其他方案對比。1/18/202427利用PLOTVIEW可以：1）觀察模擬結(jié)果彩圖，可在同一顯示畫面上迭合多條曲線，逐一對比；2）創(chuàng)建多畫面，包括不同繪圖數(shù)據(jù)組合；3）觀察曲線內(nèi)的單個數(shù)據(jù)點；4）控制繪圖曲線（圖頭、圖例、坐標(biāo)等）的顯示屬性。主要模塊功能介紹：1/18/2024283DVIEW是一個三維油藏可視化軟件包，可將油藏模擬計算結(jié)果以三維視圖形式呈現(xiàn)出來，具備縮放、拖拉、旋轉(zhuǎn)、切割等功能，給油藏模擬人員和油藏工程師提供一個形象分析工具。主要模塊功能介紹：1/18/202429可以解決以下問題：油藏地質(zhì)模型的可視化——可以觀察到地下流體的流動再現(xiàn)油藏及單井的開發(fā)歷史定量研究剩余油分布規(guī)律、為剩余油的挖潛提供依據(jù)開發(fā)方案研究（開發(fā)井位部暑、注采井網(wǎng)、注水方式及采油方式研究等），開發(fā)方案指標(biāo)預(yù)測與對比1/18/2024302.CMG

CMG是CanadaModelGroup（加拿大計算機模擬軟件集團(tuán)）的縮寫，是全球最大的油藏數(shù)值模擬軟件獨立開發(fā)商，在全球45個國家擁有客戶。該軟件能完成油藏開發(fā)方案設(shè)計即開發(fā)方案概念設(shè)計、詳細(xì)開發(fā)方案設(shè)計和開發(fā)方案調(diào)整等工作。 CMG軟件包括以下功能模塊：（1）地質(zhì)建模（ModelBuilder）：主要通過測井解釋成果、地震解釋成果、儲層地質(zhì)及實驗分析構(gòu)造氣藏三維地質(zhì)模型，建立油藏網(wǎng)格屬性。（2）三采模型（START）：用于聚合物驅(qū)油、二元復(fù)合驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)、凝膠驅(qū)油、可動凝膠驅(qū)油等數(shù)值模擬，START模塊是CMG最主要的特色。（3）組分模型（GEM）：用于凝析氣藏和稠油熱采模擬。（4）黑油模型（IMEX）：用于油藏和一般氣藏模擬計算。（5）相態(tài)計算模塊（WinProp）：適用于相態(tài)轉(zhuǎn)換計算。（6）后處理模塊（包括ResultsGraph、Results3D、ResultsReport等模塊）：可對模擬結(jié)果進(jìn)行二維、三維動態(tài)顯示，可直接出報告。1/18/202431

CMG的一些主要特征和功能為：（1）自適應(yīng)隱式方法

（2）雙孔/雙滲（3）擬混相驅(qū)選項

（4）聚合物模型選項

（5）斷層油藏選項

（6）井的全隱式處理

（7）矩陣求解方法

（8）局部網(wǎng)格加密

（9）尖滅層

（10）油藏初始化

（11）靈活的網(wǎng)格系統(tǒng)

（12）可變泡點

（13）水區(qū)模型

（14）輸入/輸出單位（15）可移植性

（16）繪圖系統(tǒng)1/18/2024323.Eclipse模擬系統(tǒng)

Eclipse軟件是斯倫貝謝公司開發(fā)的一套能與地質(zhì)建模軟件Petrel對接的油藏數(shù)值模擬軟件，是一個并行化的可以模擬黑油、組分、熱采等問題的成熟軟件。Eclipse油藏數(shù)值模擬軟件廣泛開展了從油藏到氣藏、從常規(guī)油田到特殊類型油氣田、從常規(guī)模擬研究到特殊模擬研究等多方面的應(yīng)用。

2003a包括如下模塊：主模型:黑油、組份、熱采、流線法，運行平臺:EclipseOffice，前后處理：FloGrid、PVTi、SCAL、Schedule、SimOpt、VFPi、FloViz、WelTest200。

1/18/2024333.Eclipse模擬系統(tǒng)1/18/2024343.Eclipse模擬系統(tǒng)1/18/2024353.Eclipse模擬系統(tǒng)性能：

（1）能夠模擬各種類型的油氣藏，包括砂巖油氣藏、裂縫性雙孔雙滲油氣藏、凝析油氣藏和低滲透油氣藏。（2）能夠模擬多種開采方式，包括一次、二次、三次采油。諸如衰竭開采、注水開采、注氣開采和循環(huán)注氣開采。在三次采油中有多種選項，其中包括聚合物驅(qū)、混合相驅(qū)（包括氣水交替混驅(qū)）、表面活性劑驅(qū)和泡沫驅(qū)等。（3）Eclipse可在下列單處理器機器上運行：Sun，SGI，IBM，PC（Win98/NT/2000，Linux）。1/18/202436（4）具有正交網(wǎng)格、徑向網(wǎng)格、角點網(wǎng)格和非結(jié)構(gòu)PEBI網(wǎng)格。Eclipse的PEBI網(wǎng)格既具有正交網(wǎng)格的正交性，又具有角點網(wǎng)格的靈活性，同時又獨具自適應(yīng)性，形成三角形或六邊形等多面體網(wǎng)格。（5）能夠進(jìn)行垂向和水平網(wǎng)格局部加密（笛卡爾、徑向、PEBI）。局部加密部分與整體模型是分開并行計算，以提高整體模型的計算效率。在模型運行期間可以按需要取消或?qū)嵤┚植烤W(wǎng)格加密。（6）各種網(wǎng)格都可以在某種數(shù)量或空間尺寸的約束下自動生成，并自動計算模型所需的各種參數(shù)場。1/18/202437（7）網(wǎng)格可以通過符合POSC國際標(biāo)準(zhǔn)的公共數(shù)據(jù)庫和地質(zhì)建模軟件一體化生成。網(wǎng)格生成模塊FloGrid是個一體化的產(chǎn)品，它支持三維油藏描述標(biāo)準(zhǔn)格式RESCUE（基于POSC標(biāo)準(zhǔn)）輸入，也可以直接讀入二維地質(zhì)圖件形成網(wǎng)格系統(tǒng)。

（8）

Eclipse有一套嚴(yán)格的粗化原則、

多級粗化的參數(shù)計算方法和粗化結(jié)果的快速直觀檢驗方法。

Eclipse對于復(fù)雜非均勻油藏實行多級粗化，對單相、多相數(shù)據(jù)從巖心級（1-20cm）、巖相級（20cm-4m）、區(qū)段級（4-100m）到油田級（100m-N）做系統(tǒng)的粗化。

1/18/202438第二節(jié)油藏數(shù)值模擬基本原理

油藏特性（儲層+流體）初始條件邊界條件輔助方程創(chuàng)建：數(shù)學(xué)模型轉(zhuǎn)化為：數(shù)值模型得到：計算機模型展現(xiàn)或預(yù)測：油藏生產(chǎn)過程離散化、線性化數(shù)值解、編程1/18/202439

一、建立油藏地質(zhì)模型的基本步驟

建立油藏數(shù)值模型的基本步驟是：

1.數(shù)據(jù)準(zhǔn)備：包括網(wǎng)格數(shù)據(jù)、表格數(shù)據(jù)、動態(tài)參數(shù)和其它參數(shù)。

2.數(shù)字化：將油藏各種等值線和網(wǎng)格圖輸入計算機，由計算機讀出網(wǎng)格的各種參數(shù)。

3.網(wǎng)格的選擇：考慮網(wǎng)格定向、尺寸和形狀。第三節(jié)油藏地質(zhì)模型的建立

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二、建立地質(zhì)模型的基本原則

1.考慮儲層、流體之間的相互聯(lián)系和相互影響，不宜人為將一個油藏整體切割成多個獨立的單元進(jìn)行模擬研究。2.考慮油藏受邊水、底水的影響。在平面區(qū)域內(nèi)，平面網(wǎng)格在覆蓋全部研究區(qū)的基礎(chǔ)上，適當(dāng)向外擴(kuò)展。在垂向上適當(dāng)增加模擬層。3.如果油藏帶有氣頂，考慮油藏與它上方的氣頂和與它下方的水體處于一個統(tǒng)一的水動力學(xué)體系中，氣頂?shù)拈_采和邊水以及注水井的作用都對油藏生產(chǎn)產(chǎn)生較大影響。因此在模擬過程中必須同時考慮氣井、油井和水井的共同作用。1/18/202441

二、建立地質(zhì)模型的基本原則

4.油藏的開采受夾層、隔層影響較大，因此，在建立模型時要充分反映夾層、隔層的特性。5.為了保證能充分反映油田開發(fā)過程中調(diào)整措施（新投生產(chǎn)井、轉(zhuǎn)層、補孔、老井轉(zhuǎn)注轉(zhuǎn)氣轉(zhuǎn)采、卡堵、關(guān)停等），同時考慮模擬計算的速度，動態(tài)時間段步長的選取不宜以季度或日產(chǎn)為時間單位，以月為劃分單元比較合適。6.為了減少計算網(wǎng)格節(jié)點，平面上去掉有效滲透率、孔隙度、厚度為零的區(qū)域；在垂向上充分考慮地質(zhì)條件（隔夾層和底水），為了保證達(dá)到較高的模擬精度。7.網(wǎng)格大小和多少，考慮了計算機的容量、計算速度和模擬精度。

1/18/202442三、網(wǎng)格劃分

建立網(wǎng)格必須考慮以下幾個方面的問題：

1.選擇合理的網(wǎng)格系統(tǒng)

2.網(wǎng)格定向

3.網(wǎng)格尺寸四、網(wǎng)格的賦值

根據(jù)各小層在參數(shù)井點處的屬性參數(shù)值，內(nèi)插出各節(jié)點處的屬性值（如孔隙度、滲透率、油藏頂部深度、有效厚度、砂巖厚度、初始飽和度、初始壓力等），得到網(wǎng)格節(jié)點的初始參數(shù)場，并在水驅(qū)擬合過程中根據(jù)實際油水井生產(chǎn)關(guān)系進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整，最終獲得符合實際的物性參數(shù)場。1/18/202443五、模擬所需的參數(shù)及其確定方法

在進(jìn)行油藏數(shù)值模擬計算之前，通常要確定模擬過程中所需的眾多參數(shù)，這些參數(shù)可分為：油藏及儲層數(shù)據(jù)、流體性質(zhì)數(shù)據(jù)及現(xiàn)場動態(tài)數(shù)據(jù)等三大類。所選用的模擬器不同，所需要的參數(shù)會有差異，這里以黑油模型為例加以說明。1/18/202444五、模擬所需的參數(shù)及其確定方法1.油藏及儲層數(shù)據(jù)

（1）數(shù)據(jù)來源

數(shù)據(jù)來源于地震資料、巖心分析、測井解釋、試井分析、油藏資料及信息等。 通過地震資料分析可獲得以下與模擬有關(guān)的信息：構(gòu)造大小、形狀、走向及連續(xù)性；油藏總厚度；斷層及其連續(xù)性；油層的接觸關(guān)系；流體類型—氣體或液體； 井間層析技術(shù)可提供漏掉油氣分布的情況。1/18/202445 通過巖心分析可獲得與黑油模擬有關(guān)的地質(zhì)信息和工程信息： 地質(zhì)信息：包括地層的巖性、沉積結(jié)構(gòu)、孔隙類型、流動能力、油氣顯示狀況、所在地層厚度。 油藏信息：包括孔隙度、滲透率及二者的關(guān)系，油層含油飽和度和剩余油飽和度分布，相對滲透率、地層潤濕性和毛管壓力、孔隙容積壓縮系數(shù)等。 油藏的基礎(chǔ)參數(shù)如下： 油藏參照壓力； 油藏參照壓力下對應(yīng)的參照深度； 油水界面； 油氣界面； 地面原油密度； 束縛水飽和度； 油藏溫度； 原始條件下的地層水粘度； 原始條件下的地下原油粘度； 巖石壓縮系數(shù)； 標(biāo)準(zhǔn)壓力； 標(biāo)準(zhǔn)溫度。

1/18/202446（2）黑油模擬所需描述油藏性質(zhì)變化的等值圖

主要包括：油藏的構(gòu)造圖；有效厚度和總厚度等值線圖；每一層的孔隙度分布圖；每一層的巖石區(qū)域分布圖；每一層的含水飽和度分布圖；每一層的滲透率分布圖，包括水平和垂直各方向。1/18/202447（3）所需的其它有關(guān)油藏數(shù)據(jù)

相對滲透率；毛管壓力；巖石壓縮系數(shù)；垂向滲透率；絕對滲透率分布； 原始含水飽和度分布。1/18/2024482.流體性質(zhì)

對黑油樣品進(jìn)行一系列實驗室分析，可以得到以下黑油模擬所需的流體數(shù)據(jù)：原油、氣體及水的地層體積系數(shù)與地層壓力的關(guān)系；原油、氣體及水的粘度與壓力的關(guān)系；原油、氣體及水壓縮系數(shù)與壓力的關(guān)系；分離器條件下的原油地層體積系數(shù)；分離器條件下的溶解氣量； 油、氣、水的地面、地下密度。1/18/2024493.現(xiàn)場動態(tài)數(shù)據(jù)的采集 當(dāng)把地面、巖石和流體數(shù)據(jù)恰當(dāng)?shù)剌斎肽Ｐ秃?，由模型程序可計算出流體性質(zhì)、儲量及其分布。為進(jìn)行動態(tài)監(jiān)測，必須提供動態(tài)數(shù)據(jù)。它包括完井?dāng)?shù)據(jù)和注采數(shù)據(jù)。生產(chǎn)歷史數(shù)據(jù)主要包括：

（1）單井開發(fā)歷史中的日產(chǎn)油量、日產(chǎn)水量、日產(chǎn)氣量、累積產(chǎn)油量、累積產(chǎn)水量、綜合含水率及壓力變化； （2）油藏的日產(chǎn)油量、日產(chǎn)水量、累積產(chǎn)油量、綜合含水率及壓力變化。1/18/202450完井?dāng)?shù)據(jù)主要包括：生產(chǎn)層位、射孔井段的改變； 射孔層段滲透率（K）與厚度（H）的乘積KH值。 模擬過程可以有定油或定液生產(chǎn)兩種方式，其中，定液方式是將油藏單井日產(chǎn)液量作為輸入數(shù)據(jù)，注入井以單井日注水量作為輸入數(shù)據(jù)。單井分層的產(chǎn)油量、產(chǎn)水量根據(jù)油藏數(shù)值模擬軟件自動計算，其大小取決于生產(chǎn)井射孔位置的滲透率、厚度、地層壓力和流壓等地質(zhì)資料。在注水井無吸水剖面的條件下，分層注水量根據(jù)油藏數(shù)值模擬軟件自動計算，在有吸水剖面的情況下，同時考慮吸水剖面進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整。

1/18/202451一、歷史擬合內(nèi)容

1.油藏地質(zhì)儲量；2.油藏壓力；3.油藏的開發(fā)指標(biāo)：包括油藏綜合含水率、油藏日平均產(chǎn)油量、油藏日平均產(chǎn)水量、油藏累積產(chǎn)油量和油藏采出程度等；4.氣油比的變化；5.單井的開發(fā)指標(biāo)：包括單井含水率、單井日平均產(chǎn)油量、單井日平均產(chǎn)水量、單井累積產(chǎn)油量等；

第四節(jié)動態(tài)歷史擬合方法

1/18/202452

二、歷史擬合原則1.整體部署，先全區(qū)，后單井。2.平面調(diào)整，改變某些地質(zhì)參數(shù)，修正各口井的擬合誤差，按井組或井區(qū)調(diào)整以注水井為中心的井組，調(diào)整水量的分配比例。3.縱向調(diào)整，先做到見水時間擬合好，其次做到近期投產(chǎn)井的生產(chǎn)動態(tài)擬合，主要通過修改相滲曲線及滲透率分布實現(xiàn)。4.參數(shù)調(diào)整范圍，調(diào)整參數(shù)種類和數(shù)量既要滿足擬合需要，又要考慮參數(shù)本身的精度及對修改指標(biāo)的敏感程度。下面是一些參數(shù)的調(diào)整范圍分析：

（1）孔隙度。如果油層大量巖心分析資料表明，油層孔隙度在19％到21％之間，變化范圍不大，則把孔隙度視為確定參數(shù)，不做修改，或允許改動范圍在±3％。1/18/202453（2）滲透率。滲透度在任何油田都是不確定參數(shù)。這不僅是由于測井解釋的滲透率值和巖心分析值誤差較大，而且根據(jù)滲透率的特點，井間的滲透率分布也是不確定的。因此對滲透率的修改，允許范圍較大，可放大或縮小2～3倍或更多。

（3）巖石與液體的壓縮系數(shù)。液體的壓縮系數(shù)是實驗測定的，變化范圍小，認(rèn)為是確定的。而巖石的壓縮系數(shù)雖然也是實驗室測定的，但受巖石內(nèi)飽和液體和應(yīng)力狀態(tài)的影響，有一定變化范圍，而且與有效厚度相連的非有效部分，也有一定孔隙和流體在內(nèi)，在開發(fā)過程中也起一定彈性作用，因此，液體壓縮系數(shù)調(diào)整范圍較大。（4）初始流體飽和度和初始壓力。認(rèn)為是確定參數(shù)，必要時允許小范圍內(nèi)修改。（5）相對滲透率曲線。由于油藏模擬模型的網(wǎng)格粗，網(wǎng)格內(nèi)部存在非均質(zhì)，其影響不可忽視，這與均質(zhì)巖心的情況不同。因此相對滲透率曲線應(yīng)看作是不確定參數(shù)。在擬合過程中，給出較好的初始值，但仍允許做適當(dāng)修改。（6）油氣的PVT性質(zhì)。視為確定參數(shù)。（7）油水界面。在資料不多的情況下，允許在一定范圍內(nèi)修改。1/18/2024545.研究所取得的各種油層物性參數(shù)的不確定性，應(yīng)盡可能挑選那些不確定性比較大的物性參數(shù)進(jìn)行調(diào)整，對于那些比較可靠的參數(shù)則盡可能不調(diào)或少調(diào)。6.掌握油層物性參數(shù)對所要擬合的動態(tài)參數(shù)之間的敏感性，擬合時盡可能挑選較為敏感的油層物性參數(shù)進(jìn)行修正。7.對于一些不宜于輕易改動的數(shù)據(jù)在擬合時要采取慎重的態(tài)度。例如由于石油的地質(zhì)儲量都是經(jīng)過反復(fù)論證并為國家儲量委員會所批準(zhǔn)，一般不宜改動，所以為擬合某一動態(tài)參數(shù)而調(diào)整油層物性參數(shù)時，對于那些會引起儲量數(shù)值改變的物性參數(shù)，調(diào)整時要慎重考慮，盡可能不調(diào)或少調(diào)。但是如果經(jīng)多方擬合而發(fā)現(xiàn)確實有些參數(shù)必須修改，而且這種修改從地質(zhì)觀點來分析也比較合理時，可以作適當(dāng)修改。這也是一種根據(jù)動態(tài)資料對石油地質(zhì)儲量進(jìn)行核實的方法。8.所有的參數(shù)調(diào)整都要符合地質(zhì)規(guī)律。1/18/202455三、歷史擬合步驟1.明確歷史擬合的目的及擬合重點；2.收集整理油藏開發(fā)動態(tài)數(shù)據(jù)；3.對收集的動態(tài)資料去偽存真，開展數(shù)據(jù)真實性檢驗，并整理為模型能識別的文檔；4.應(yīng)用初始模型進(jìn)行模型計算，并與油藏的實際動態(tài)資料進(jìn)行比較；5.在進(jìn)行比較的基礎(chǔ)上，確定模型計算結(jié)果與實際結(jié)果的誤差，判斷誤差的起因；6.模擬油藏的地質(zhì)儲量；7.全區(qū)和單井壓力擬合；8.全區(qū)和單井含水率、氣油比等指標(biāo)擬合；9.單井生產(chǎn)指數(shù)擬合；10.重復(fù)5～9步，直到與生產(chǎn)歷史數(shù)據(jù)基本吻合；11.在歷史擬合的基礎(chǔ)上，開展開發(fā)方案的指標(biāo)計算及相關(guān)的研究工作。

1/18/202456四、歷史擬合參數(shù)調(diào)整方法

1.壓力擬合

壓力擬合分兩步：首先是擬合全區(qū)壓力，然后擬合單井壓力。（1）全區(qū)壓力擬合方法

A.修改巖石壓縮系數(shù)、孔隙度、厚度參數(shù)，增加或減少壓力異常帶的儲量。

B.修改滲透率值，改變流體流動方向，從而改變油層壓力。

C.檢查原始地層壓力梯度、原油體積系數(shù)、脫氣油密度，校正地層壓力水平。（2）單井壓力擬合方法 全區(qū)壓力擬合達(dá)到預(yù)期效果后，下一步開始單井壓力擬合。單井壓力擬合主要靠修改井局部地區(qū)的滲透率或方向滲透率。如果鄰近的井都做了類似的修改，則井間地區(qū)的滲透率也隨著做相應(yīng)的修改。 全區(qū)壓力擬合和單井壓力擬合兩個步驟并不是截然分開的，在進(jìn)行全區(qū)壓力擬合時，也考慮單井情況，進(jìn)行局部修改。1/18/202457

2.綜合含水率或氣油比的擬合 綜合含水率和氣油比擬合也分全區(qū)和單井?dāng)M合兩步。（1）全油藏綜合含水率和氣油比擬合

主要是修改擬相對滲透率（有時包括油水界面、油氣界面或氣水界面）。全區(qū)擬合基本滿意后，再作單井?dāng)M合。

（2）單井含水率擬合

A.調(diào)整相對滲透率數(shù)據(jù)

B.調(diào)整毛管壓力曲線

C.調(diào)整油水界面或氣水界面

D.在局部地區(qū)含水?dāng)M合相差較大，可調(diào)整滲透率

3.油藏產(chǎn)油量和單井產(chǎn)油量的擬合

在定液模擬的方式下，油藏和單井的月平均產(chǎn)油量、累積產(chǎn)油量可根據(jù)產(chǎn)液量和綜合含水率計算得到，因此，只要綜合含水率擬合達(dá)到要求，油藏和單井的產(chǎn)量也能達(dá)到較好的擬合效果。1/18/202458

4.生產(chǎn)指數(shù)的擬合

歷史擬合的最后一步是單井生產(chǎn)指數(shù)擬合，即調(diào)整各井的井指數(shù)，使模型計算的井底流壓與井的實際流壓相擬合。流壓偏小，可增大采油指數(shù)；反之，可減小采油指數(shù)。因為只有最后一個時間步的生產(chǎn)指數(shù)對預(yù)測意義。單井?dāng)M合的好壞，關(guān)系到模擬質(zhì)量的高低，預(yù)測方案的成敗。一個模擬方案不搞歷史擬合就無法檢驗?zāi)Ｐ偷目尚懦潭?，而一個歷史擬合的模擬方案只搞全區(qū)擬合，不搞單井?dāng)M合，就降低了模擬方案的可靠程度，這樣的模擬也只是油田指標(biāo)的概算，不能尋找剩余油飽和度的分布地區(qū)，也不能進(jìn)行單井調(diào)正。 單井歷史擬合的符合率占全油田油井總數(shù)的百分?jǐn)?shù)稱為擬合率，擬合率是評價一個油藏數(shù)值模擬成敗的重要指標(biāo)，那么，擬合率多少為合格？根據(jù)經(jīng)驗，在油田的主要開采地區(qū)的油井都應(yīng)該做到擬合，或者從油田范圍來講，占全油田總油井75％以上的井?dāng)M合比較好，為合格。這個數(shù)字基本上能控制整個油、氣藏的飽和度的變化。油井很難做到100％井?dāng)M合上。少數(shù)井由于統(tǒng)計數(shù)據(jù)不準(zhǔn)或地質(zhì)情況特異，擬合效果可能就較差。

1/18/202459一、新區(qū)開發(fā)方案預(yù)測1.模擬初始壓力和含水飽和度

建立地質(zhì)模型、核實儲量，模擬地層壓力分布，模擬原始含水飽和度分布。2.開發(fā)指標(biāo)預(yù)測 利用天然能量開發(fā)預(yù)測，注水開發(fā)預(yù)測，不同井距、不同井網(wǎng)、不同層系、不同開采速度預(yù)測。3.對比不同開發(fā)方案

經(jīng)濟(jì)效果分析，不同方案敏感性分析，選擇合理的開發(fā)方案。

第五節(jié)動態(tài)預(yù)測及方案優(yōu)化

1/18/202460

二、老區(qū)動態(tài)預(yù)測及調(diào)整挖潛方案優(yōu)化1.剩余油飽和度和剩余油儲量豐度分布預(yù)測2.采收率預(yù)測

3.地層壓力預(yù)測4.調(diào)整挖潛方案優(yōu)化

一般來講，剩余油調(diào)整挖潛的區(qū)域的制定符合以下規(guī)律：

A.剩余油飽和度高、剩余油儲量豐度大的油層或井區(qū)，開發(fā)調(diào)整的潛力大。

B.剩余油飽和度相對較小，但剩余油儲量豐度大的油層或井區(qū)，開發(fā)調(diào)整的潛力可能較大。

C.氣頂附近剩余油飽和度較大，且有一定量的剩余油儲量豐度的油層或井區(qū)，也是下步調(diào)整挖潛的對象。

D.剩余油飽和度高、剩余油儲量豐度小的油層或井區(qū)，開發(fā)調(diào)整的潛力小。

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——以濮城油田沙二上2＋3為例第六節(jié)應(yīng)用實例分析1/18/202462根據(jù)油藏數(shù)值模擬結(jié)果，各主力油層之間的含油飽和度分布存在一定差異?？偟姆植家?guī)律是：非主力油層2砂組靠近氣頂附近普遍比主力油層3砂組的剩余油飽和度高。21和22小層的剩余油飽和度大范圍分布在42%～48%之間；23小層的剩余油飽和度分布特點與S22小層相似，其剩余油飽和度總體比S22??；從S24小層到S27小層，隨著油水井的增加，井網(wǎng)密度增大，剩余油飽和度逐漸減小，其分布也越來越分散。24、26、31、32小層是濮城油田西區(qū)沙二上2+3油藏的主力油藏，多數(shù)油井在這些層位射孔生產(chǎn)，31、32小層與其它地質(zhì)小層相比，累積采出原油多，采出程度高，油井綜合含水高，水淹嚴(yán)重，剩余油飽和度相對也低，除斷層附近局部小范圍井區(qū)剩余油飽和度超過40%外，多數(shù)井區(qū)剩余油飽和度分布在24%～36%之間，處于嚴(yán)重水淹狀況。

1/18/202463網(wǎng)格劃分P3-73P31P4P3-20P14P4648×80×16＝62720（個）1/18/202464油藏地質(zhì)模型的建立a.濮城油田西區(qū)沙二上2+3油藏雖然由內(nèi)部幾條斷層將其切割為數(shù)個斷塊，但是考慮各斷塊儲層、流體之間的相互聯(lián)系和相互影響，不宜人為切割成多個獨立的單元進(jìn)行模擬研究，應(yīng)將整個研究區(qū)當(dāng)作一個模擬的整體。b.即使濮城油田西區(qū)沙二上2+3油藏作為一個模擬整體，但是油藏西部邊區(qū)還可能受到邊水影響。因此，在平面區(qū)域內(nèi)，平面網(wǎng)格在覆蓋全部研究區(qū)的基礎(chǔ)上，適當(dāng)向外擴(kuò)展大約200m。c.考慮油藏與它上方的氣頂和與它下方的水體處于一個統(tǒng)一的水動力學(xué)體系中，氣頂?shù)拈_采和邊水以及注水井的作用都對油藏生產(chǎn)產(chǎn)生較大影響。因此在模擬過程中必須同時考慮氣井、油井和水井的共同作用。d.濮城油田西區(qū)沙二上2+3油藏的開采受夾層、隔層影響較大，因此，與一般模擬計算不同的是在模擬計算過程中特別對各小層之間的傳導(dǎo)率進(jìn)行了調(diào)整，以反映夾層、隔層的特性。e.為了保證能充分反映油田開發(fā)過程中調(diào)整措施（新投生產(chǎn)井、轉(zhuǎn)層、補孔、老井轉(zhuǎn)注轉(zhuǎn)氣轉(zhuǎn)采、卡堵、關(guān)停等），同時考慮模擬計算的速度，動態(tài)時間段步長的選取不宜以季度或日產(chǎn)為時間單位，以月為劃分單元比較合適。f.為了減少計算網(wǎng)格節(jié)點，平面上去掉油藏邊部有效滲透率、孔隙度、厚度為零的區(qū)域；在垂向上充分考慮地質(zhì)條件，為了保證達(dá)到較高的模擬精度，把西區(qū)沙二上2+3油藏的16個地質(zhì)小層分別作為模擬層。h.網(wǎng)格大小和多少，考慮了計算機的容量、計算速度和模擬精度。1/18/202465水驅(qū)歷史擬合1.油藏地質(zhì)儲量擬合從數(shù)值模擬的結(jié)果看，該斷塊模擬的原油地質(zhì)儲量比油田投產(chǎn)初期容積法計算的地質(zhì)儲量大。造成計算原油地質(zhì)儲量變化的主要原因可能是：（1）數(shù)值模擬計算的地質(zhì)儲量包括了品位較低的二、三類儲量和油水過渡帶、油氣過渡帶的儲量，結(jié)果導(dǎo)致地質(zhì)儲量增大；（2）數(shù)值模擬研究晚于儲量計算，數(shù)值模擬補充了新的動靜態(tài)資料，特別是測井資料，這些新的測井資料對參數(shù)值確定更明確；（3）按網(wǎng)格塊儲量求和與按面積加權(quán)平均后計算儲量，二者對參數(shù)的處理方式差異；（4）隔夾層從儲集層中細(xì)分導(dǎo)致砂體有效厚度減少，地質(zhì)儲量計算偏低；（5）從模擬調(diào)參的過程來看，平均油水界面調(diào)整到2434.5m時油井的生產(chǎn)歷史擬合效果明顯比油水界面在2440m處好，平均油水界面的上升會直接導(dǎo)致原油地質(zhì)儲量計算偏小。盡管模擬計算的原油地質(zhì)儲量比實際儲量大，但相對誤差為1.35%，相對誤差均在5.0%的誤差范圍內(nèi)。1/18/202466水驅(qū)歷史擬合2.油藏壓力擬合1/18/202467水驅(qū)歷史擬合3.油藏開發(fā)指標(biāo)擬合1/18/202468水驅(qū)歷史擬合1/18/202469水驅(qū)歷史擬合1/18/202470水驅(qū)歷史擬合1/18/202471水驅(qū)歷史擬合1/18/202472水驅(qū)歷史擬合4.單井開發(fā)指標(biāo)擬合

1/18/2024731/18/2024741/18/20247521氣飽和度（原始）21氣飽和度（2006.3）22氣飽和度（原始）22氣飽和度（2006.3）23氣飽和度（原始）23氣飽和度（2006.3）1/18/20247627SO31SO32SO35SO34SO33SO1/18/20247736SO37SO39SO38SO1/18/20247821剩余油豐度22剩余油豐度23剩余油豐度26剩余油豐度25剩余油豐度24剩余油豐度1/18/20247927剩余油豐度31剩余油豐度32剩余油豐度35剩余油豐度34剩余油豐度33剩余油豐度1/18/20248036剩余油豐度37剩余油豐度39剩余油豐度38剩余油豐度1/18/202481濮城油田西區(qū)沙二上2+3油藏地質(zhì)儲量870.23×104t，截至到2006年3月，累積采出原油232.18×104t，采出程度為26.68%，剩余地質(zhì)儲量638.05×104t，也即說，濮城油田西區(qū)沙二上2+3油藏經(jīng)過26年的注水開發(fā)后，儲層中尚留有原始儲量73%左右的剩余油量，這些剩余儲量分別呈分散狀（S24、S27、S35層）、片狀（S23、S24、S33、S34層）、連續(xù)集合塊狀（S26、S31、S32層）分布于砂體不同部位，而S21、S22、S25、S36、S37、S38、S39小層的剩余油儲量豐度很小。1/18/202482結(jié)合西區(qū)沙二上2+3油藏各小層的剩余油飽和度分布圖和剩余油儲量豐度平面分布圖可以得出：（1）剩余油飽和度高、剩余油儲量豐度大的S26小層或井區(qū)，開發(fā)調(diào)整的潛力大；（2）剩余油飽和度相對較小，但剩余油儲量豐度大的S31、S32油層或井區(qū)，開發(fā)調(diào)整的潛力可能較大；（3）氣頂附近剩余油飽和度較大，且有一定量的剩余油儲量豐度的S23、S24油層或井區(qū)，也是下步調(diào)整挖潛的對象。（4）剩余油飽和度高、剩余油儲量豐度小的S21、S22油層或井區(qū)，開發(fā)調(diào)整的潛力小。1/18/202483根據(jù)濮城油田西區(qū)沙二上2+3油藏動靜態(tài)分析結(jié)果和油藏數(shù)值模擬綜合分析的成果，認(rèn)為該油藏下步調(diào)整挖潛主要從以下三個目標(biāo)展開：★綜合治理氣頂附近剩余油飽和度較大，且有一定量剩余油儲量豐度的的S23、S24油層

★綜合治理剩余油飽和度和剩余儲量豐度較大的S26★綜合治理剩余油飽和度相對較小，但剩余油儲量豐度大的主力油層S31、S32

1/18/202484綜合治理目標(biāo)設(shè)計一、綜合治理氣頂附近剩余油飽和度較大，且有一定量剩余油儲量豐度的的S23、S24油層P3-73P31P4P3-20P14P46

S23、S24油層是濮城油田西區(qū)沙二上2+3油藏的主力油層，夾在P3-20和P46斷層之間的井區(qū)剩余油呈連續(xù)狀分布，地質(zhì)儲量合計147.94×104t，根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)反映和油藏數(shù)值模擬結(jié)論，該油藏氣頂氣開采已接近枯竭，氣頂氣對油層的開采影響已大大降低，在這種情況下，可以根據(jù)油水井的實際考慮有選擇性的射開S23、S24層位生產(chǎn)。具體設(shè)計如下：

南區(qū)沙二上2+3油藏S26剩余油儲量豐度分布圖

1/18/202485（1）在P3-20和P46斷層夾持的井區(qū)選擇部分生產(chǎn)井補孔生產(chǎn)S23、S24層位。表9-5P3-20和P46斷層之間的井區(qū)S23、S24油層生產(chǎn)井建議調(diào)整情況表井號調(diào)整前調(diào)整后井類生產(chǎn)層位日產(chǎn)油

（t/d）日產(chǎn)水（m3/d）綜合含水率（%）生產(chǎn)狀況及建議井類層位2-547油井S23～S311.3320.2894.01990年4月投產(chǎn)，1991年6補孔，生產(chǎn)穩(wěn)定，2006年含水由2005年的64.8%上升到94.0%，建議封堵S25～S31。油井S23、S242-4油井S23～S31低產(chǎn)高含水關(guān)井99.01982年3月投產(chǎn)S52～S71，1995年2月關(guān)井；2002年10月上返S23～S31，2003年3月關(guān)井，建議封堵S25～S31。油井S23、S242-2油井S23～S430.3312.3997.51981年12月投產(chǎn)，1991年7月補孔S32、S33后含水上升到96.3%，1994年卡堵S32、S33，2004年3月酸化，2004年8月堵水，措施效果不明顯。油井S23、S242-262油井S41～S720.52.986.11982年2月投產(chǎn)，1987年9月補孔S17～S19，2004年7月壓裂生產(chǎn)S41～S726，低產(chǎn)低效井，建議上返生產(chǎn)S23～S24層位。油井S23、S242-534注水井S23～S34關(guān)井1990年9月投產(chǎn)S23，1991年5月補孔S27～S34，日產(chǎn)油8.6t，1991年9月轉(zhuǎn)注S23～S34，2003年5月關(guān)井，建議轉(zhuǎn)油井生產(chǎn)S23～S24層位。油井S23、S243-145注水井S23～S31月注入量1340m31985年6月投產(chǎn)S2x3-8，1995年5月上返S24～S27，2005年10月轉(zhuǎn)注S23～S31，建議保持目前注水狀況或封堵S25～S31。注水井S23、S241/18/202486（2）在斷層P4左側(cè)構(gòu)造高點井區(qū)選擇部分油井補孔生產(chǎn)S23、S24層位。

表9-6斷層P4左側(cè)構(gòu)造高點S23、S24油層生產(chǎn)井建議調(diào)整情況表井號調(diào)整前調(diào)整后井類生產(chǎn)層位日產(chǎn)油（t/d）日產(chǎn)水m3/d綜合含水率（%）生產(chǎn)狀況井類層位2-555油井S23、S31～S35、S370.4225.9198.41990年6月投產(chǎn)S43～S72，2000年4月上返S23、S37，2002年7月補孔S31～S35，高含水低產(chǎn)，建議封堵其它層位，補孔生產(chǎn)S23、S24油層。油井S23、S24PC2-18油井S52～S540.36.095.8％2001年7月投產(chǎn)S63～S71，2004年9月上返S26、S27，2005年10月補孔S52～S54，低效低產(chǎn)，建議封堵其它層位，補孔生產(chǎn)S23、S24油層。油井S23、S242-518油井S26～S320.612.595.51998年10月上返補孔生產(chǎn)S26～S32，低產(chǎn)低效井，建議補孔生產(chǎn)S23、S24油層。油井S23、S242-99油井轉(zhuǎn)注水井S23～S37關(guān)井1981年12月投產(chǎn)，1985年6月轉(zhuǎn)注，2004年12月關(guān)井。水井S23、S241/18/202487（3）在斷層P3-20右側(cè)構(gòu)造高點井區(qū)選擇部分油井補孔生產(chǎn)S23、S24層位。

表9-7斷層P3-20右側(cè)構(gòu)造高點S23、S24油層生產(chǎn)井建議調(diào)整情況表井號調(diào)整前調(diào)整后井類生產(chǎn)層位日產(chǎn)油t/d日產(chǎn)水m3/d綜合含水率（%）生產(chǎn)狀況井類層位2-527油井S23～S351.557.896.81990年12月投產(chǎn)S23，1993年6月補孔S24～S35，高含水低產(chǎn)，建議封堵其它層位，補孔生產(chǎn)S23、S24油層。油井S23、S243-312油井S23～S371.133.7298.01990年12月投產(chǎn)S2x5.3～5.4，1994年4月轉(zhuǎn)注，1998年7月上返S23～S37，1999年10月因高含水關(guān)井，建議封堵其它層位，生產(chǎn)S23、S24油層。油井S23、S242-526油井S23～S354.9150.497.01990年6月投產(chǎn)S34～S35，1995年2月補孔S23～S33，建議該油井采取堵水措施降低含水率后繼續(xù)生產(chǎn)，若措施效果不顯著，可以封堵底部油層，生產(chǎn)S23、S24油層。油井S23、S242-574油井S23～S371.232.396.71990年6月投產(chǎn)S41～S72，1991年4月轉(zhuǎn)注，1999年8月上返S23～S37，建議封堵其它層位后生產(chǎn)S23、S24油層。油井S23、S242-109油井S41～S420.4766.199.31981年12月投產(chǎn)S26～S27，1997年7月生產(chǎn)S41～S43，建議補孔S23、S24油層。油井S23、S242-283油井轉(zhuǎn)注水井S21～S37

1985年4月投產(chǎn)S32～S37，2004年5月轉(zhuǎn)注S21～S37，建議轉(zhuǎn)注S23、S24。水井S23、S241/18/202488綜合治理目標(biāo)設(shè)計二、綜合治理剩余油飽和度和剩余儲量豐度較大的S26

南區(qū)沙二上2+3油藏S26剩余油儲量豐度分布圖

P3-73P31P4P3-20P14P46

S26油層的剩余油飽和度較高、剩余油儲量豐度較大，具有很好的調(diào)整潛力，是本次綜合治理的主要對象。S26油層在平面上局部連片分布，控制地質(zhì)儲量136.52×104t，是濮城油田西區(qū)沙二上2+3油藏的一個主力油層。為了達(dá)到S26油層高效開采的效果，應(yīng)針對該油層剩余油儲量豐度高值點主要分布在斷層線附近的特點，加強這些井區(qū)的補射孔工作、對該層與其它油層合采的油井采取封堵高含水層的措施，具體設(shè)計如下：

1/18/202489（1）2-134、2-87井區(qū)封堵其它層位后生產(chǎn)S26油層。

表9-82-134、2-87井區(qū)S26油層擬調(diào)整井生產(chǎn)狀況統(tǒng)計表井號井類生產(chǎn)層位日產(chǎn)油

t/d日產(chǎn)水m3/d綜合含水率（%）生產(chǎn)狀況2-134油井S23～S351.172.798.71985年2月投產(chǎn)S43～S71，1988年5月上返S26～S35，1990年3月補孔S23～S25，目前高含水繼續(xù)生產(chǎn)。2-87油井S23～S371.3388.898.51981年12月投產(chǎn)S27～S35，1985年8月補孔S26，1987年8月堵水S36、S37，1997年4月卡堵S23～S25，目前該油井繼續(xù)高含水生產(chǎn)。2-555油井S23、S31～S35、S370.4225.9198.41990年6月投產(chǎn)S43～S72，2000年4月上返S23、S37，2002年7月補孔S31～S35，目前該油井繼續(xù)低效高含水生產(chǎn)。2-97油井S26～S371.232.396.71981年12月投產(chǎn)S26～S35，1987年8月補孔S36～S37，1988年5月、1989年3月、1995年6月多次堵水，效果不顯著，2001年4月停產(chǎn)至今。1/18/202490（2）2-101、2-518井區(qū)封堵其它層位后生產(chǎn)S26油層

。

表9-92-101、2-518井區(qū)S26油層擬調(diào)整井生產(chǎn)狀況統(tǒng)計表井號井類生產(chǎn)層位日產(chǎn)油

t/d日產(chǎn)水m3/d綜合含水率（%）生產(chǎn)狀況2-101油井S23～S351.1360.098.01984年6月投產(chǎn)S34～S37，1986年1月酸化，1987年9月補孔酸化S26、S27，1994年10月補孔S23～S25，1997年1月補孔S31～S33，目前高含水繼續(xù)生產(chǎn)。2-103油井S23～S372.27118.898.31984年6月投產(chǎn)S31+2，1985年2月補孔S26、S27，1987年10月補孔S33～S37，1999年5月補孔S23～S25，目前該油井繼續(xù)高含水生產(chǎn)。2-518油井S31～S370.12.3695.51990年9月投產(chǎn)酸化S23～S37，1994年11月補孔S34、S35，1996年3月補孔S26、S33，1997年11月補孔S17～S19，2002年12月卡堵S23～S27，目前該油井繼續(xù)低效高含水生產(chǎn)。1/18/202491（3）斷層P3-20與斷層P14夾持的高點構(gòu)造2-574、2-526、2-109井區(qū)

。

表9-142-574、2-526井區(qū)S26油層擬調(diào)整井生產(chǎn)狀況統(tǒng)計表井號井類生產(chǎn)層位日產(chǎn)油

（t/d）日產(chǎn)水（m3/d）綜合含水率（%）生產(chǎn)狀況2-109油井S23～S430.4766.199.31981年12月投產(chǎn)S26～S27，1985年7月補孔S31+2，1987年10月補孔S31～S37，1991年7月補孔S23～S25，1997年7月補孔S41～S43，目前該油井高含水繼續(xù)生產(chǎn)。2-526油井S23～S354.9150.497.01990年6月投產(chǎn)S34～S35，1991年1月補孔S24～S26，1993年4月補孔S26～S31，1995年2月補孔S23～S33，目前該油井高含水繼續(xù)生產(chǎn)。2-527油井S23～S351.557.896.91990年12月投產(chǎn)S23，1992年12月補孔S24～S26，1993年6月補孔S26～S35，2000年10月高含水關(guān)井，2000年12月化堵S23、S24+5，目前該油井繼續(xù)高含水生產(chǎn)。2-574油井S23～S371.1732.496.71990年6月投產(chǎn)S41～S72，1991年2月補孔S61～S64，1991年4月轉(zhuǎn)注，1992年3月補孔S43，1999年8月上返S23～S37，上返初期含水高達(dá)92.3％，目前該油井繼續(xù)高含水生產(chǎn)。1/18/202492綜合治理目標(biāo)設(shè)計三、綜合治理剩余油飽和度相對較小，但剩余油儲量豐度大的主力油層S31、S32

S31、S32小層也是西區(qū)沙二上2+3油藏的主力油層，兩油層地質(zhì)儲量大，合計262.71×104t，盡管兩油層剩余油飽和度相對較小（30%～40%之間），但剩余油儲量豐度相對較大，在平面上呈連續(xù)狀分布。從平面井網(wǎng)分布來看，兩油層的油水井較多，井網(wǎng)相對完善。兩油層剩余油飽和度低主要是由注入水的突進(jìn)引起的，在局部的韻律層段水洗徹底，但油層總體表現(xiàn)注入水波及體積小的特點，對這類油層，加強動態(tài)跟蹤，加強吸水剖面的測試，尋找大的水流通道，然后采取封堵水道或者是采取選擇性堵水的措施可以增大注入水波及體積的效果，從而達(dá)到提高原油產(chǎn)量、降低綜合含水、高效開采剩余油的目的。

1/18/202493P3-73P31P4P3-20P14P46P3-73P31P4P3-20P14P461/18/202494表9-15S31、S32油層構(gòu)造高點生產(chǎn)井?dāng)M調(diào)整情況表井號調(diào)整前調(diào)整建議調(diào)整后井類生產(chǎn)層位日產(chǎn)油t/d日產(chǎn)水m3/d綜合含水率(%)生產(chǎn)狀況井類層位2-109油井S23～S430.4766.199.31981年12月投產(chǎn)S26～S27，1985年7月補孔S31+2，1987年10月補孔S31～S37，1991年7月補孔S23～S25，1997年7月補孔S41～S43，目前該油井高含水繼續(xù)生產(chǎn)。卡封S23～S27和S33～S43，封堵注水井的S33～S37油井S31、S323-161油井S16～S340.314.995.11985年11月投產(chǎn)X32～X42，1987年10月上返S41～S72，1995年3月上返S23～S25，1997年11月補孔S16～S17，1999年1月補孔S25～S34，目前該井低效高含水生產(chǎn)。封堵上部層系S16～S27油井S31、S32、S33、S342-526油井S23～S354.9150.497.01990年6月投產(chǎn)S34～S35，1991年1月補孔S24～S26，1993年4月補孔S26～S31，1995年2月補孔S23～S33，目前該油井高含水繼續(xù)生產(chǎn)。卡堵S34、S35油井S23～S322-283水井S21～S37月平均注水2428m31985年4月投產(chǎn)S32～S37，2004年5月轉(zhuǎn)注S21～S37，建議轉(zhuǎn)注S23、S24。卡封S21、S22、S33～S37后對S23～S32調(diào)剖水井S23～S322-527油井S23～S351.557.896.91990年12月投產(chǎn)S23，1992年12月補孔S24～S26，1993年6月補孔S26～S35，2000年10月高含水關(guān)井，2000年12月化堵S23、S24+5，目前該油井繼續(xù)高含水生產(chǎn)?？ǚ?-544井S34、S35后對S23～S32調(diào)剖油井S23～S322-574油井S23～S371.1732.496.71990年6月投產(chǎn)S41～S72，1991年2月補孔S61～S64，1991年4月轉(zhuǎn)注，1992年3月補孔S43，1999年8月上返S23～S37，上返初期含水高達(dá)92.3％，目前該油井繼續(xù)高含水生產(chǎn)。卡堵S33～S37油井S23～S323-100油井S23～X250.895.797.91982年9月投產(chǎn)X24，1987年7月補孔X25，1987年10月上返補孔S23～S37，后進(jìn)行沖砂、提液等措施，仍然低產(chǎn)、高含水?？ǘ耂33～X25，打開水井2-22并調(diào)剖油井S23～S322-65油井S23～S355.67188.696.91984年8月投產(chǎn)S31～S35，1986年3月補孔S26、S27，1994年10月補孔S23～S24，目前該油井高產(chǎn)高含水繼續(xù)生產(chǎn)。維持生產(chǎn)一年后卡封S33～S35油井S23～S352-523油井S23～S371.5362.597.71990年7月投產(chǎn)酸化S23～S37，以后在該層段多次補孔升級，含水進(jìn)一步上升?？ǘ耂36、S37油井S23～S352-142水井S23～S35月平均注水6074m31984年6月投產(chǎn)S61-3，1987年5月卡封，1997年3月補孔生產(chǎn)S37。調(diào)剖水井S23～S353-33水井S23～S36月平均注水6291m31981年4月投產(chǎn)S2X41～X56，1996年1月上返補孔S16～S19，2000年7月轉(zhuǎn)注S23～S35，2005年8月補孔S36?？ǘ耂36后調(diào)剖水井S23～S352-12油井S16～S191997年12月關(guān)井至今1984年10月投產(chǎn)S61～S71，1988年9月轉(zhuǎn)注，1997年11月轉(zhuǎn)抽S16～S19，

轉(zhuǎn)注S23～S32水井S23～S321/18/202495圍繞剩余油飽和度和剩余儲量豐度較大的S26油層、氣頂附近剩余油飽和度較大且有一定量剩余油儲量豐度的的S23、S24油層以及剩余油飽和度相對較小，但剩余油儲量豐度大的主力油層S31、S32設(shè)計了7個綜合調(diào)整方案。到10年評價期末：（1）評價期末（截至到2016年12月），7個調(diào)整方案的綜合含水率均低于基礎(chǔ)方案的綜合含水率，7個調(diào)整方案達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限含水（98.0％）的時間均滯后于基礎(chǔ)方案。（2）方案6和方案3制定的調(diào)整措施與主力油層S23、S24、S26相關(guān)，且兩方案是所有方案中調(diào)整效果最好的，說明S23、S24、S26油層是下步調(diào)整挖潛的主要對象。（3）盡管S31、S32主力油層的剩余油飽和度相對較小，但地質(zhì)儲量較大、剩余油儲量豐度大，調(diào)整效果優(yōu)于含油飽和度較大但地質(zhì)儲量相對小的非主力油層。（4）盡管方案4的調(diào)整效果比效果最好的方案6和方案3差，但考慮實施工作量和成本（方案4措施8口井，方案3措施12口井，方案6措施14口井），建議現(xiàn)場調(diào)整過程中，優(yōu)選方案4進(jìn)行現(xiàn)場實施。綜合分析認(rèn)為：方案4為可推薦的最優(yōu)開發(fā)調(diào)整方案，其次推薦方案6和方案3。

調(diào)整方案及預(yù)期效果分析：1/18/2