天津工程职业技术学院刘玉刚

板64断块数值模拟研究 天津工程职业技术学院刘玉刚

1.概况 2.储层评价 3.开发动态及边水效果分析 4.油藏数值模拟研究 5.调整方案优选与开发指标预测 6.认识与建议板64断块EdIII

EdIII2顶面 构造图概况板64断块为千米桥开发区浅层，主要含油层系为Ed、Ng，目前该块主要生产层位EdⅢ油组，在平面上处于大张坨断层上升盘，港8井断层下降盘，为一低幅度局部圈闭构造，圈闭幅度15米左右，圈闭面积1.5km2。该块原上报含油面积0.5km2，地质储量东营油组19万吨，后于97年实施评价井2口，98年后相继部署开发井（板66-30、板62-32、板64-32、板64-30、板66-32、板64-34、板66-34），取得较好效果，2002年经过储量复算含油面积0.8km2，地质储量变化较大东营油组41万吨。

EdIII2顶面 立体构造图对于复杂性断块油藏，寻找具有生储条件的低幅度局部圈闭构造是滚动勘探开发的一个重要方向，板64断块EdⅢ油组的发现即为一典型实例。

小层/单砂体/数模小层的划分 Bs8 70-18 h1-1 q12-18 66-30 64-32 67-1 把EdⅢ段分为1、2小层，其中EdⅢ1小层底部一套泥质粉砂岩(局部井砂、泥岩薄互层)分布较稳定，电性特征为锯齿状，可以作为标志层。每个小层又分为三个砂体，其中EdⅢ12小层为含油主力层，其油藏埋深1840～1920m。

EdⅢ油组为扇三角洲前缘亚相，具体分为水下分流河道、河道间、前缘席状砂、前三角洲泥岩沉积。EdⅢ油组为扇三角洲前缘亚相，具体分为水下分流河道、河道间、前缘席状砂、前三角洲泥岩沉积。 EdIII2-3 平面上分为：水下分流河道、水道间、前三角洲泥三个微相。沉积特征

物性分布 h Per. • 由于砂岩厚度受沉积环境控制，其分布范围最广，且厚度较其它小层明显变厚 • 孔隙度、渗透率表现出较高值，孔隙度一般分布在20-30%之间，渗透率在400-700×10-3μm2。 Por.

EdIII2-2 平面上分为：前缘席状砂、前三角洲泥两个微相。沉积特征

物性分布 Per. h • 砂体分布范围及厚度较之EdⅢ23砂体明显减小并减薄，砂体一般为1-2m，砂体尖灭在板62-32～板66-32～板70-28井以西一带物性相对变差， • 孔隙度一般分布在22-26%之间，渗透率200-500 ×10-3μm2。 Por.

EdIII2-1 • 砂体主体部位均为前缘末端席状砂，延伸至千12-18井～红2-1井和板70-18井之间。沉积特征

物性分布 砂体在板64-32井区和板66-34北的北东沉积较厚，向两侧至板64-26～板66-32井区砂体减薄，最薄处为板66-32井1.1m。

储层物性分布同砂岩分布一致，孔隙度高值区在板64-32井～板64-34井区，达29%～ 32.2%，向两侧减小，最小值在板64-28 ～板66-32井区，为20.2 ～20.5%。 • 主力油层EdⅢ12砂体主体部位均为前缘末端席状砂。一般情况下，油层分布具有薄而稳定的特征，但孔、渗性不会太好。因此，该断块的地质认识仍有待深入 Por. 物性分布 Per.

高压物性及流体性质 板64断块EdIII油组平均地层压力18.27Mpa,依据PVT化验分析估计饱和压力3--5Mpa，地层原油密0.9087(g/cm3)，地面原油相对密度0.9361，地层原油粘度52.98mPa.s，体积系数1.0264。相渗曲线显示油藏亲水。板64断块EdⅢ21属高孔、高渗、非均质性较弱的薄油藏，高油水粘度比易形成水窜及指进现象。但薄油层、大而厚的边水，加之油藏亲水将部分抑制上述不利因素，仍然有可能高效开发。

开采现状 该小层目前日产油52.3吨，综合含水84%，较03年12月的40.6吨增加了11.7吨，扣除措施日产油16吨，自然老井日产油下降了4.3吨。由于采出程度已高达44%，可采储量的采出程度已达125%，因此该小层已处于开发后期。

将该断块视为一个等效生产井，供给边界形状为半圆，利用不稳定水侵量计算方法，得到水侵系数B=786.6，供给区半径与油藏等效半径比rw/ro=10，相当于边水的水体体积为油藏体积的100倍。将该断块视为一个等效生产井，供给边界形状为半圆，利用不稳定水侵量计算方法，得到水侵系数B=786.6，供给区半径与油藏等效半径比rw/ro=10，相当于边水的水体体积为油藏体积的100倍。 • 研究结果表明，EdⅢ2边水活跃，有较强的边水能量补充，不需要注水开发。边水作用效果评价

边水作用效果评价 • 按目前的生产状态，直线段预测的可采储量20.21×104t，采收率55%。 • 目前板64断块EdⅢ21实际含水比与采出程度的关系对应于44%采收率理论曲线。 • 动态分析表明，按水驱砂岩油田在稳产阶段可以采出可采储量的60%计算，在稳产阶段累计产油量应17.8×0.6=10.7万吨。断块进入产量递减阶段。

1.概况 2.储层评价与地质建模 3.开发动态及边水效果分析 4.油藏数值模拟研究 5.调整方案优选与开发指标预测 6.认识与建议板64断块EdIII

一、地质模型及网格剖分 利用GMSS地质建模软件，按4个数模小层完成地质建模。平面上采用不等距矩形网格剖分，网格总数为46×53×4=9752个，含油区网格大小为30×30m，油藏建模及网格密度足以满足油藏开发动态的要求。

1. 油藏模型数据 网格上孔隙度、渗透率、构造顶深、砂层厚度、有效厚度由GMSS自动生成，局部不合理之处进行微调。二、数据准备 2. 岩石流体数据包括油气水PVT数据、岩石物性数据和油气水相渗数据。断块有的直接应用，缺失部分则借用。 3. 井及断块动态数据指一切与时间有关的生产数据以及井生产层位数据。

三、历史拟合 （一）压力拟合通过区块平均地层压力的拟合（同时兼顾区块的累产油），确定地质储量、边水水体的大小。调整的参数主要是孔隙体积修正因子、渗透率的整体修正、边水区的地质模型等。由于北部没有新井控制，根据动态生产情况，从数值模拟的角度，采用供给区半径与油藏等效半径比rw/ro=10，相当于边水的水体体积为油藏体积的100倍，在原模型的基础上，减小了南部水体水侵强度，增加了北部水体水侵强度。北部油水界面根据油井拟合程度进行调整和试算，认为油水界面在-1886米处，才能整体拟合较好。

（二）含水拟合 通过调整相渗曲线、地质模型、网格间传导率，拟合各生产井的含水。相渗透率曲线的位置和形状是直接影响各相流动状况的重要参数，至于计算机见水时间的过早或过迟，主要和水相渗透率曲线的端点位置即临界饱和度的大小有关；地质模型、网格间传导率，也是调整的重要对象。

四、数模结果总结 1．储量评价对断块EdⅢ2小层按3个单砂体重新进行储量极其相关参数的评价（表3），其中，地质储量用CMG数模软件的网格块叠加法计算。

2．边水推进与剩余油分布规律 通过数值模拟的历史拟合，获得板64断块EdⅢ21边水推进与剩余油分布规律（图）。目前，随着断块的高效开采，致使东北部绝大部分水淹，剩余油残存在断层边部以及板66-28、板66-30井之间。

原始油水分布图 原始油水界面WOC=1886m，界于B66-34井和B70-28井之间，离B66-34井约360m，含油面积1.16km2。

边水推进与剩余油分布规律 展示

该断块高速开采，至2003年8月累计产油15.9687×104t ，采出程度39.3%，可动油的采出程度59.7%，剩余油集中在断层边部以及板66-28、板66-30井之间。只有边部的油井停采来调节东北部的水侵，减缓单方面的突进，根据这一认识，制定了六个方案进行预测，即①原方案②板66-32上返③板64-34上返④板66-32、板66-34同时上返⑤板66-34上返⑥板64-34、板66-34同时上返，各方案开发指标预测表如下：

2009年各方案开发指标预测对比表

其中板64-34上返最好，较原方案（至2009年底）多采油1000多吨，断块综合含水率降低1个百分点，少产水4万余方，这表明板64-34井停采后，东北部井的含水上升有所控制，先前形成的水进方向得到了一定程度的抑制，沿板64-34井水侵内推加强，推动局部的残余油向高部位油井聚集采出，可改善最终的开发效果。其中板64-34上返最好，较原方案（至2009年底）多采油1000多吨，断块综合含水率降低1个百分点，少产水4万余方，这表明板64-34井停采后，东北部井的含水上升有所控制，先前形成的水进方向得到了一定程度的抑制，沿板64-34井水侵内推加强，推动局部的残余油向高部位油井聚集采出，可改善最终的开发效果。

通过以上三个方面的综合研究，方案措施见到了明显的效果，在不利的油水粘度比的情况下，大大改善了该块的开发状况，确保了断块的高效开采。目前区块综合含水控制在80%左右，采出程度达到44%，预测最终采收率可达55%。通过以上三个方面的综合研究，方案措施见到了明显的效果，在不利的油水粘度比的情况下，大大改善了该块的开发状况，确保了断块的高效开采。目前区块综合含水控制在80%左右，采出程度达到44%，预测最终采收率可达55%。

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