兴古潜山油藏数值模拟研究

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1、巨厚块状潜山油藏数值模拟研究摘要：通过地震、地质综合研究，建立了兴古7块潜山油藏双孔双渗数值模拟模型，对投产井进行历史拟合后，针对兴古7块油藏厚度大，裂缝分布复杂的实际情况，应用多段井技术，对各种井型和开发方式进行了优选，分析了在该块部署分支大斜度井的敏感性影响因素，对在该块部署分支大斜度井的井段长度和井距进行了优选，为高效、合理开发该油藏提供了依据。关键词：油藏数值模拟双孔双渗模型多段井技术历史拟合前言兴古7块太古界潜山位于兴隆台城区地下，纵向揭露潜山1640m，整体含油，为巨厚块状裂缝型特殊岩性

2、油藏。面对如此巨厚含油幅度、潜山内部岩性复杂、地震资料品质差、裂缝发育预测困难、地面条件复杂的裂缝性油藏，如何搞好油藏评价及有效开发都是前所未有的技术难题。综合应用地震、测井、地质等多学科研究成果，针对该块裂缝性潜山油藏的储层发育特点和流体渗流特征开展油藏数值模拟研究，才能制定出科学、合理的开发对策，为油田的增储上产做出贡献。1双孔双渗数值模拟模型的建立1.1构造模型的建立以岩屑、岩心观察分析为基础，刻度测井曲线特征，建立岩电关系，通过地震追踪确定太古界潜山顶面形态，开展构造精细解释。在解释过程中采

3、用多种技术手段，通过不同的显示方式，确定构造的整体格架，然后，对局部构造精细解释。在精确标定太古界潜山顶面的基础上，制作地震联井剖面，利用井点处的层位标定资料对连井剖面进行解释，建立地层构造格架，最后利用变速成图技术编制了太古界潜山顶面构造图。经数值化后，运用Flogrid模块建立了数值模拟的构造模型。1.2属性模型的建立兴古7块潜山是双重介质的油藏，为此对基质系统和裂缝系统的储层物性分别予以研究，其中基质系统的储层物性主要由钻井取心的化验分析资料获取，裂缝系统中裂缝产状、裂缝孔隙度等参数由岩心分析

4、、常规测井和井周声波成像测井等手段获取。应用3DMove软件从潜山构造演化角度进行裂缝的平面分布预测，应用试井资料获取裂缝渗流能力参数。根据储层在纵向上发育的集中程度，应用Flogrid模块由潜山顶面向下分上、中、下三个段分别建立储层物性模型。在构造、属性模型的基础上，建立了80×60×40的角点网格数值模拟模型，平均网格步长40m，总节点为192000个（见图1）。4图1兴古7块数值模拟地质模型2开采历史拟合在模拟研究前，对兴古7块的投产井进行了历史拟合。由于该块投产井数少，投产时间较短，拟合时计

5、算时间步长设定为1个月。拟合中采用从整体到局部逐步细化的拟合方法，考虑双重介质油藏的渗流特征，主要对基质和裂缝系统的渗透率和相渗曲线进行了调整。通过历史拟合，全区和单井的压力和含水指标都达到了较好的拟合效果，进一步提高了油藏地质模型的精度。3应用多段井技术进行井型优化设计针对兴古7块潜山油藏含油幅度大的特点，对比分析了直井、水平井、分支水平井，分支大斜度井的开发效果。应用常规处理方法，分支水平井、分支大斜度井的射孔井段难以表示，从而无法准确预测其开发效果。为此采用多段井技术，将分支水平井、分支大斜度

6、井的主井筒及其各分支划分为一定数量的一维井段，根据每段所处的局部地层条件准确计算地下流体流动（见图2）。模拟结果显示，在相同的约束条件下，利用直井开发初期日产和累产油最低，开发效果最差，利用水平井开发次之，而利用分支大斜度井和分支水平井开发效果比较好，且分支水平井效果略好于分支大斜度井（见图3）。考虑分支水平井对钻井技术要求比较高，而分支大斜度井不但技术成熟，而且具有地面井场少、裂缝钻遇率高、单井产量高等优点；同时考虑该块油藏油幅度大，纵向上具有三个裂缝集中发育段的特点，选择三分支大斜度井进行开发。

7、图2多段井示意图图3不同井型开采曲线4多分支大斜度井部井参数优选国内外开发实践表明，大斜度井方位与裂缝垂直或斜交，能更好地沟通裂缝，获得较好的开发效果。模拟研究中在确定分支段垂直于裂缝主方向的前提下，重点对分支大斜度井的分支段长度和分支大斜度井井间距离进行了优选。根据兴古7块的平均物性参数，高压物性等资料，建立了双重介质的均质模型，基质、裂缝分别赋予不同的物性参数值。模型网格大小为40×40×10，网格总数16000个。在垂直裂缝的主方向（X方向）上建立大斜度段为200m、400m、600m、800

8、m的分支大斜度井。模拟结果显示：在相同的约束条件下，分支段长度越长，初期的产量越高，递减越快，后期产量水平和递减趋势相近；分支段长度增加，单井累积产油量明显提高，当分支段长度大于600m后，累积产油量增加幅度明显变小（见图4）。因此，确定分支段长度为600m左右。4图4不同分支段长度开发指标对比图将模型划分为4个平衡区，分别建立分支段长度为600，分支井井距为600m、500m、400m、300m的井网。从模拟结果可以看出300～400m井距油层动用比较充分（见图5）