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【摘要】下寺湾油田构造位置处于鄂尔多斯盆地天环向斜南部。延9油藏为构造—岩性油藏，延9油层镇泾1块控制面积1.8km2 ，控制储量78.6×104t，曙1块控制含油面积3.9Km2，预测储量133.7×104t。油藏工程设计是在油藏地质研究的基础上，进行多方案设计，应用加拿大的CMG软件的三维二相黑油模型，用用油藏数值模拟研究的方法通过建模和模拟，在初始化拟合和历史拟合的基础上，对初期开发方案进行优化研究，预测油藏未来的开发动态，从而为最经济、最有效地开发油藏提供科学的决策依据。数模优化结果：通过对井网、井距、注采比、排液量的优化研究综合推荐实施方案。
【关键词】油藏数值模拟 CMG软件 初始化拟合 历史拟合
1 概况
下寺湾油田位于陕西省甘泉县下寺湾镇，该区属黄土塬地貌，平均海拔1050～1400m，沟塬相间，高差最大达数百米。
下寺湾油田位于下寺湾区块中部，所在构造位置为鄂尔多斯盆地天环向斜南部。油田主要含油层位为侏罗系延安组和三叠系延长组，目前已在侏罗系延安组延9油层组和延长组长6、长7油层组发现油层。在下寺湾区块，延9为一套泛河流相的沉积，该区当时处于该泛河流相的滨河浅滩亚相与河漫湖沼亚相进退发育区，形成了砂岩间夹泥质岩和煤的沉积，随后被延8期一套厚的泥质岩夹煤地层所覆盖；下部延长组生成的油气沿着上下叠置的砂层、或断层或裂缝以及古侵蚀面等通道向上运移进入延9中的河道砂体，受上覆厚的泥质岩层的有效遮挡和构造的有效圈闭而聚集成藏，形成了完整的下生上储式的生储盖组合，储层具有低孔低渗特征。
经过多年勘探，下寺湾油田的石油储量已经初具规模，先后于2002年和2004年提交石油储量总计212.3×104t，含油面积为5.73Km2，其中控制储量91.2.×104t，预测储量121.1×104t，2005年11月份又对侏罗系延安组延9油层进行了储量计算：下寺湾1块控制面积1.8Km2，控制储量78.6×104t，泉1块控制含油面积3.9K m2，预测储量133.7×104t，延安组投入开发已经具备了较为坚实的储量基础。
2 含油面积
延9油藏属于构造岩性油藏，区内油气分布主要受构造和岩性因素的控制，以区内河道边界将含油区分为泉1块和下寺湾1块，其中油水边界略有不同，油水边界：泉1块以构造低部位的泉1-1井油底为油水边界，在延9顶面构造图上取值为-451.0米；下寺湾1块以处于构造低部位的泉开6-3井的同层为油水边界，在延9顶面构造图上取值为海拔-440m。东部边界由于没有钻井控制，以下寺湾1油井外推1个井距为边界线。依据岩性边界、油水边界等综合圈定其含油面积为5.7 km2，其中延92含油面积为3.9 km2，下寺湾1块延91含油面积为0.9km2，延92含油面积为1.44km2。
3 试油试采生产特征分析
（1）油藏含水饱和度较高、没有无水采油期。延9油藏延91层含油饱和度53.2%，延92层含油饱和度48.3%，按相对渗透率曲线取值，延9油藏Ⅰ类储层含水饱和度0.385，Ⅲ类储层含水饱和度0.427，与其它低渗透油藏一样，储层中不仅有束缚水，同时有部分可动水存在，当油层射开投产后，油水同出，而且维持相当一段时间，如下寺湾1块，3口生产井从投产初期到目前含水一直保持在20%左右，所以油藏没有无水采油期。延92层有底水，但部分井油层下部有含泥质的小夹层，目前底水尚未上窜。
（2）延9油藏延9 1层含油饱和度53.2%，延92层含油饱和度48.3%，按相对渗透率曲线取值，延9油藏Ⅰ类储层含水饱和度0.385，Ⅲ类储层含水饱和度0.427，与其它低渗透油藏一样，储层中不仅有束缚水，同时有部分可动水，当油层射开投产后，油水同出，而且维持相当一段时间，如下寺湾1块，3口生产井从投产初期到目前含水一直保持在20%左右，所以油藏没有无水采油期。延92层有底水，但部分井油层下部有含泥质的小夹层，目前看来底水尚未上窜。
4 单井生产能力确定
（1）根据下寺湾油田下寺湾1块延安组3口试采井资料统计表1，平均单井试采日产油7.2t/d，平均单井日产水2.22方/日，平均单井日产液10.69方/日，含水20.8%。经过2至3个月的连续生产，到2005年12月底平均单井日产油仍有5.4t/d，按目前日生产水平的50%计算，下寺湾1块合理生产能力为2.7t/d（表1）。
（2）将下寺湾油田下寺湾1块油层的顶部深度、砂岩厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率等值线数据，按GridBuilder模型的数据文件格式建立数据文件，根据网格剖分情况进行插值，则得到了各模拟层的各种网格参数场（油层顶部深度、砂岩厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率等），见附图3-6～3-9。
（3）表格数据。下寺湾1块油层温度为58℃，饱和压力为1.82MPa，地层原油压缩系数为9.1×10-4 MPa-1，油藏原油体积系数1.0603，脱气原油密度为0.8552g/cm3，压力梯度为0.98。
（4）动态数据。动态数据是一切与时间有关的数据。包括完井数据（射孔、补孔、压裂、堵水、解堵日期、层位、井指数等）；生产数据（平均日产油、日产水、气油比和含水等）；压力数据（井底流压、井网格压力等）；及一些控制参数。
5 结论
通过油藏该课题油藏工程研究，试油试采资料分析，进行产能标定、方案设计、开发方案优选。首先对工区的开采特征进行分析，收集其試油试采资料，其次进行油藏工作设计，在进行油藏数值模拟研究。本次数模将大部分参数作为确定参数，主要对相渗曲线及渗透率值进行调整。根据已建立的动静态模拟，进行井网优化，开发指标优化，采油速度优化，注采比优化，排液量优化，优选出一套适应该油田的开发方案。进行数值模拟方案预测，根据预测结果优选开发方案指标预测，应用油藏数值模拟软件对初期开发方案进行优化方案。
参考文献
[1] 张厚福等编.石油地质学[M]. 石油工业出版社，1999
【关键词】油藏数值模拟 CMG软件 初始化拟合 历史拟合
1 概况
下寺湾油田位于陕西省甘泉县下寺湾镇，该区属黄土塬地貌，平均海拔1050～1400m，沟塬相间，高差最大达数百米。
下寺湾油田位于下寺湾区块中部，所在构造位置为鄂尔多斯盆地天环向斜南部。油田主要含油层位为侏罗系延安组和三叠系延长组，目前已在侏罗系延安组延9油层组和延长组长6、长7油层组发现油层。在下寺湾区块，延9为一套泛河流相的沉积，该区当时处于该泛河流相的滨河浅滩亚相与河漫湖沼亚相进退发育区，形成了砂岩间夹泥质岩和煤的沉积，随后被延8期一套厚的泥质岩夹煤地层所覆盖；下部延长组生成的油气沿着上下叠置的砂层、或断层或裂缝以及古侵蚀面等通道向上运移进入延9中的河道砂体，受上覆厚的泥质岩层的有效遮挡和构造的有效圈闭而聚集成藏，形成了完整的下生上储式的生储盖组合，储层具有低孔低渗特征。
经过多年勘探，下寺湾油田的石油储量已经初具规模，先后于2002年和2004年提交石油储量总计212.3×104t，含油面积为5.73Km2，其中控制储量91.2.×104t，预测储量121.1×104t，2005年11月份又对侏罗系延安组延9油层进行了储量计算：下寺湾1块控制面积1.8Km2，控制储量78.6×104t，泉1块控制含油面积3.9K m2，预测储量133.7×104t，延安组投入开发已经具备了较为坚实的储量基础。
2 含油面积
延9油藏属于构造岩性油藏，区内油气分布主要受构造和岩性因素的控制，以区内河道边界将含油区分为泉1块和下寺湾1块，其中油水边界略有不同，油水边界：泉1块以构造低部位的泉1-1井油底为油水边界，在延9顶面构造图上取值为-451.0米；下寺湾1块以处于构造低部位的泉开6-3井的同层为油水边界，在延9顶面构造图上取值为海拔-440m。东部边界由于没有钻井控制，以下寺湾1油井外推1个井距为边界线。依据岩性边界、油水边界等综合圈定其含油面积为5.7 km2，其中延92含油面积为3.9 km2，下寺湾1块延91含油面积为0.9km2，延92含油面积为1.44km2。
3 试油试采生产特征分析
（1）油藏含水饱和度较高、没有无水采油期。延9油藏延91层含油饱和度53.2%，延92层含油饱和度48.3%，按相对渗透率曲线取值，延9油藏Ⅰ类储层含水饱和度0.385，Ⅲ类储层含水饱和度0.427，与其它低渗透油藏一样，储层中不仅有束缚水，同时有部分可动水存在，当油层射开投产后，油水同出，而且维持相当一段时间，如下寺湾1块，3口生产井从投产初期到目前含水一直保持在20%左右，所以油藏没有无水采油期。延92层有底水，但部分井油层下部有含泥质的小夹层，目前底水尚未上窜。
（2）延9油藏延9 1层含油饱和度53.2%，延92层含油饱和度48.3%，按相对渗透率曲线取值，延9油藏Ⅰ类储层含水饱和度0.385，Ⅲ类储层含水饱和度0.427，与其它低渗透油藏一样，储层中不仅有束缚水，同时有部分可动水，当油层射开投产后，油水同出，而且维持相当一段时间，如下寺湾1块，3口生产井从投产初期到目前含水一直保持在20%左右，所以油藏没有无水采油期。延92层有底水，但部分井油层下部有含泥质的小夹层，目前看来底水尚未上窜。
4 单井生产能力确定
（1）根据下寺湾油田下寺湾1块延安组3口试采井资料统计表1，平均单井试采日产油7.2t/d，平均单井日产水2.22方/日，平均单井日产液10.69方/日，含水20.8%。经过2至3个月的连续生产，到2005年12月底平均单井日产油仍有5.4t/d，按目前日生产水平的50%计算，下寺湾1块合理生产能力为2.7t/d（表1）。
（2）将下寺湾油田下寺湾1块油层的顶部深度、砂岩厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率等值线数据，按GridBuilder模型的数据文件格式建立数据文件，根据网格剖分情况进行插值，则得到了各模拟层的各种网格参数场（油层顶部深度、砂岩厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率等），见附图3-6～3-9。
（3）表格数据。下寺湾1块油层温度为58℃，饱和压力为1.82MPa，地层原油压缩系数为9.1×10-4 MPa-1，油藏原油体积系数1.0603，脱气原油密度为0.8552g/cm3，压力梯度为0.98。
（4）动态数据。动态数据是一切与时间有关的数据。包括完井数据（射孔、补孔、压裂、堵水、解堵日期、层位、井指数等）；生产数据（平均日产油、日产水、气油比和含水等）；压力数据（井底流压、井网格压力等）；及一些控制参数。
5 结论
通过油藏该课题油藏工程研究，试油试采资料分析，进行产能标定、方案设计、开发方案优选。首先对工区的开采特征进行分析，收集其試油试采资料，其次进行油藏工作设计，在进行油藏数值模拟研究。本次数模将大部分参数作为确定参数，主要对相渗曲线及渗透率值进行调整。根据已建立的动静态模拟，进行井网优化，开发指标优化，采油速度优化，注采比优化，排液量优化，优选出一套适应该油田的开发方案。进行数值模拟方案预测，根据预测结果优选开发方案指标预测，应用油藏数值模拟软件对初期开发方案进行优化方案。
参考文献
[1] 张厚福等编.石油地质学[M]. 石油工业出版社，1999