论文部分内容阅读
摘要：利用油藏描述软件对杜239块大凌河油层建立地质模型，通过数值模拟对区块剩余油进行一个全面、系统、详细的研究，为杜239断块区下一步挖掘剩余油，进一步改善开发效果提供科学依据。
关键词：数值模拟、地质模型、挖潜剩余油
1. 区块概况
杜239断块构造位于辽河断陷西斜坡欢曙上台阶中段，开发目的层为下第三系沙河街组大凌河油层，油层埋深-950m～-1200m，1993年上报含油面积1.2平方公里，平均单井油层厚度42.6m，构造形态呈北西向南东倾没的单斜构造。地质储量623×104t。断块属于中～厚层稠油油藏。
杜239块大凌河油层划分为上含油层系和下含油层系两套各自独立的油藏单元。上、下两个含油层系各包含两个油层组：每个油层组划分两个砂岩组，每个砂岩组各划分3个小层。地层倾角在6°～10°。
2. 开发现状
截止2020年12月，杜239全块总井数59口，累计产油325.7×104t，累产水348.0×104t，可采储量采出程度99.2%，累积汽驱注汽36.2×104t，累积吞吐注汽292.5×104t，累油汽比1.11，累注采比0.49。
3. 油藏数值模拟研究
3.1软件的选择
杜239块大凌河油层地质模型是借助PETREL油藏描述软件完成的。该软件集地震解释、地质建模和油藏数值模拟等多种学科于一体，将地质、物探、测井及油田生产数据在一个完全共享的环境下有机结合起来，进行综合解释分析，并提供一套功能完整的用于三维可视化地震资料解释、地质建模、储层建模及油藏综合描述的软件。
3.2油藏模型的建立
3.2.1地质模型
利用PETREL油藏描述软件完成杜239块油藏地质模型的建立。通过研究，生成的油藏地质模型均采用三维网格系统，使用角点网格描述方式，杜239断块大凌河油层网格数共21120个，平面网格为64×55，;网格尺寸为25m×25m ，纵向上共划分为6个网格单元，即6个层。最终的三维网格系统总节点数64×55×6=21120个。
3.2.2地质模型初始化参数
① 流体PVT参数
杜239块油藏条件下原油粘度、温度及流体其它PVT参数为：油层温度42℃;原始地层压力10.6 MPa;體积系数1.072;原始气油比10 m3/t;地层温度下地面粘度12825 mPa·s;地下粘度3899 mPa·s;原油密度0.963 g/cm3;原油的压缩系数5.0×10-4MPa-1;
②相对渗透率曲线
区块油水、油气相对渗透率数据如下表（表1、表2）所示：
③生产历史数据及完井数据
我们按照特定的需求收集区块单井的各种动态数据，然后通过自编的程序将这些数据转换为CMG软件可以直接使用的数据文件。
④其它数据
主要包含岩石的热传导系数等。
3.3历史拟合
3.3.1拟合指标
此模型生产史拟合采用定液求产的方式，即以各井的实际生产油量为输入基础数据进行计算，拟合区块的含水率、单井的含水率及地层总压力等指标。
3.3.2参数调整方法
杜239断块通过调整水体大小和油水相对渗透率曲线来拟合油藏的实际压力变化和油藏总的含水上升趋势。
对单井的生产情况，为了使其拟合指标的计算值与实际测得的统计值吻合较好，我们对初始给定的某些参数场和基础数据根据实际情况进行相应调整。
3.3.3拟合结果及分析
① 模型储量拟合：
杜239断块模型的计算储量为609×104 t，与采用容积法计算的实际油藏储量623×104 t基本相符，说明模型是有效的。
② 含水率拟合：
杜239块模型计算含水率81.9%，实际含水率为81.1%。此外，单井含水的拟合率达70%。
③ 压力拟合：
截至2020年底，模型计算地层压力在1.17MPa，实测为9.7 MPa，比较接近。
④ 累积产油量拟合
区块模型计算到2020年底累积产油量332×104 t，实际累积产油量为325.7×104 t ，误差略小。单井累积产液量和产油量拟合情况误差2.9%。
由上可见，模型对生产动态的拟合较好，因此，基本上可代表油藏目前的实际情况。
4. 剩余油分布特征研究
根据数模结果分析得出，杜239断块大凌河油层剩余油主要分布在井间及断层附近部位，其中大凌河上层系Ⅰ1、大凌河上层系Ⅰ2及大凌河上层系Ⅱ1砂岩组剩余油富集的主要区域比较接近;而大凌河上层系Ⅱ2砂岩组则在杜414、杜239、曙1-20-367所围成的区域剩余油较为富集。
5. 结论
（1）平面上，杜239块大凌河油层剩余油主要分布在井间和断层附近区域;
（2）纵向上，杜239块大凌河油层剩余油主要分布在大凌河上层系Ⅱ1、大凌河上层系Ⅱ2和大凌河上层系Ⅰ2这3个砂岩组。
参考文献
[1] 赵平起，等.大港油田断块油藏开发技术论文集.北京：石油工业出版社，2008.
[2] 宋钢练，等.断块剩余油分布规律及控制因素[J].断块油气田，2009，16（2）：64～66.
作者简介：金瑞，女，工程师，2007年毕业于大庆石油学院资源勘查专业，现从事油藏动态管理工作。
关键词：数值模拟、地质模型、挖潜剩余油
1. 区块概况
杜239断块构造位于辽河断陷西斜坡欢曙上台阶中段，开发目的层为下第三系沙河街组大凌河油层，油层埋深-950m～-1200m，1993年上报含油面积1.2平方公里，平均单井油层厚度42.6m，构造形态呈北西向南东倾没的单斜构造。地质储量623×104t。断块属于中～厚层稠油油藏。
杜239块大凌河油层划分为上含油层系和下含油层系两套各自独立的油藏单元。上、下两个含油层系各包含两个油层组：每个油层组划分两个砂岩组，每个砂岩组各划分3个小层。地层倾角在6°～10°。
2. 开发现状
截止2020年12月，杜239全块总井数59口，累计产油325.7×104t，累产水348.0×104t，可采储量采出程度99.2%，累积汽驱注汽36.2×104t，累积吞吐注汽292.5×104t，累油汽比1.11，累注采比0.49。
3. 油藏数值模拟研究
3.1软件的选择
杜239块大凌河油层地质模型是借助PETREL油藏描述软件完成的。该软件集地震解释、地质建模和油藏数值模拟等多种学科于一体，将地质、物探、测井及油田生产数据在一个完全共享的环境下有机结合起来，进行综合解释分析，并提供一套功能完整的用于三维可视化地震资料解释、地质建模、储层建模及油藏综合描述的软件。
3.2油藏模型的建立
3.2.1地质模型
利用PETREL油藏描述软件完成杜239块油藏地质模型的建立。通过研究，生成的油藏地质模型均采用三维网格系统，使用角点网格描述方式，杜239断块大凌河油层网格数共21120个，平面网格为64×55，;网格尺寸为25m×25m ，纵向上共划分为6个网格单元，即6个层。最终的三维网格系统总节点数64×55×6=21120个。
3.2.2地质模型初始化参数
① 流体PVT参数
杜239块油藏条件下原油粘度、温度及流体其它PVT参数为：油层温度42℃;原始地层压力10.6 MPa;體积系数1.072;原始气油比10 m3/t;地层温度下地面粘度12825 mPa·s;地下粘度3899 mPa·s;原油密度0.963 g/cm3;原油的压缩系数5.0×10-4MPa-1;
②相对渗透率曲线
区块油水、油气相对渗透率数据如下表（表1、表2）所示：
③生产历史数据及完井数据
我们按照特定的需求收集区块单井的各种动态数据，然后通过自编的程序将这些数据转换为CMG软件可以直接使用的数据文件。
④其它数据
主要包含岩石的热传导系数等。
3.3历史拟合
3.3.1拟合指标
此模型生产史拟合采用定液求产的方式，即以各井的实际生产油量为输入基础数据进行计算，拟合区块的含水率、单井的含水率及地层总压力等指标。
3.3.2参数调整方法
杜239断块通过调整水体大小和油水相对渗透率曲线来拟合油藏的实际压力变化和油藏总的含水上升趋势。
对单井的生产情况，为了使其拟合指标的计算值与实际测得的统计值吻合较好，我们对初始给定的某些参数场和基础数据根据实际情况进行相应调整。
3.3.3拟合结果及分析
① 模型储量拟合：
杜239断块模型的计算储量为609×104 t，与采用容积法计算的实际油藏储量623×104 t基本相符，说明模型是有效的。
② 含水率拟合：
杜239块模型计算含水率81.9%，实际含水率为81.1%。此外，单井含水的拟合率达70%。
③ 压力拟合：
截至2020年底，模型计算地层压力在1.17MPa，实测为9.7 MPa，比较接近。
④ 累积产油量拟合
区块模型计算到2020年底累积产油量332×104 t，实际累积产油量为325.7×104 t ，误差略小。单井累积产液量和产油量拟合情况误差2.9%。
由上可见，模型对生产动态的拟合较好，因此，基本上可代表油藏目前的实际情况。
4. 剩余油分布特征研究
根据数模结果分析得出，杜239断块大凌河油层剩余油主要分布在井间及断层附近部位，其中大凌河上层系Ⅰ1、大凌河上层系Ⅰ2及大凌河上层系Ⅱ1砂岩组剩余油富集的主要区域比较接近;而大凌河上层系Ⅱ2砂岩组则在杜414、杜239、曙1-20-367所围成的区域剩余油较为富集。
5. 结论
（1）平面上，杜239块大凌河油层剩余油主要分布在井间和断层附近区域;
（2）纵向上，杜239块大凌河油层剩余油主要分布在大凌河上层系Ⅱ1、大凌河上层系Ⅱ2和大凌河上层系Ⅰ2这3个砂岩组。
参考文献
[1] 赵平起，等.大港油田断块油藏开发技术论文集.北京：石油工业出版社，2008.
[2] 宋钢练，等.断块剩余油分布规律及控制因素[J].断块油气田，2009，16（2）：64～66.
作者简介：金瑞，女，工程师，2007年毕业于大庆石油学院资源勘查专业，现从事油藏动态管理工作。