油藏精细数值模拟技术
一、技术原理及主要技术内容
数值模拟技术是通过对不同油层条件、井网、注水方式等条件模拟油气藏中流体的渗流过程，它是目前定量研究剩余油分布的重要手段。所谓精细模拟技术，是指其模拟结果能够给出典型单砂层（或每个单砂层）各项开发指标的模拟技术。一般应用于高含水期地下剩余油分布规律的预测。
数值模拟一般采用分段模拟方法，按常规方法建立第一阶段静态、动态数模模型进行模拟。将第一模拟阶段模拟结果作为下一阶段模型建立的静态数据基础，充分考虑流体（粘度、饱和度等）、岩石参数（如渗透率、孔隙度）的变化；在使用饱和度、压力等参数时，可以重新按阶段参照其他有效方法（如碳氧比测井、取心）解释的较为可靠的参数，调整并建立第二阶段初始模型。第二阶段初始模拟模型阶段的划分可根据油田生产历史的四个含水级别确定，即低、中、高、特高含水阶段。
（一）高含水精细数值模拟理论
针对高含水期油田特点，已有许多专家、学者提出了精细油藏数值模拟的概念，但一般是整体网格细化。这里从实际需要出发，针对高含水数模提出时空精细模拟方法。
1．时间段精细划分
由于受到计算量和分析数据量的限制，常规数模往往是时间段跨度较大，如，半年一个时间段，而且一般是均匀划分模拟时间段。油田进入高含水期后，由于措施的调整次数增多，实际生产数据相对准确，为取得更好的结果，应从投产开始，逐年、逐模拟阶段“加细”时间段，到高含水期，特别是拟合最终之前的一、两年，时间段达到最精细，可以精细到一个月或更短。
2．模拟空间精细划分
网格平面分布。常规数模一般是在井网密集部位配以细网格，而井网较稀疏部位配以粗网格。但高含水数模目的主要是为挖潜而进行调整方案设计，因此，笼统地将网格划细，不一定能取得理想效果。应有重点、有目的地研究挖潜部位。由于高含水期油田的潜力分布重点在砂体边缘、断层附近、注采系统不完善等部位，根据数模的目的，可通过宏观分析，确定这些部位划分为细网格，对已经认识较清楚的部位配以较粗网格。
网格纵向分布。油藏精细描述将油藏纵向划分为很细的小层（简称描述层），这些小层往往是比实际生产层细得多。如果数模直接按照这些小层作为模拟层，模拟结果很难用实际生产数据检验。为提高模拟效率，可以先按实际生产层划分模拟层（即合并一些描述层），进行第一轮模拟，与实际生产数据拟合，达到满意效果后，再重新按描述层建立纵向精细模拟层进行第二轮数模。这种方法在河口义118数模中得到应用，效果理想。
3．静态调参常规数模
为拟合而大量、大幅度地修改静态参数，有些参数的修改范围已达2～3倍。而高含水期数模不同的是：一方面，由于油藏描述（包括构造、沉积相、测井解释、三维建模）已经做得很精细、比较完善，对静态数据尽量不去改变，以免将前期的地质模型弄得面目全非。另一方面，为了做些敏感性分析，或当某些重要参数无法拟合时，可以用试验的方式对静态参数做较大调整，通过多方面核实验证，修改地质模型。如在坨七断块10砂组的油藏数值模拟（以下简称“坨七10数模”）中，通过动态资料分析和调参试验，确认了该块主体部位内部的断层不封闭。从而从数模角度修正了地质解释的结果。
4、动态调参
（1）传导率的动态修改
由于渗透率的不确定性程度高，尤其是高含水期的变化较大，规律难以搞清，因此，可调范围较大，但应主要体现在对动态模型的修改，因此用调整传导率来反映渗透率的变化是可行的，可以通过分析沉积相分布图、注采对应关系等资料进行调整。
（2） 水量的修改。考虑注入水进油层外砂层或计量不准，可适当修改注水量，但一定要在分析确认的基础上调整，其中要特别注意措施的影响效果。另外还可对相渗曲线、高压物性等参数进行动态修改。
5．方案调整措施对数模的影响
为保证调参的合理性，必须对实际生产动态资料进行多方面的分析、统计。例如，产量构成曲线的分析，措施总体效果的评价，综合生产曲线中拐点或不光滑段产生的原因及结果。并对增产量、增注量、压力、含水等数据的变化进行分析，使得调参时有正确的指导思想，也可以采用油藏工程中措施效果分析方法，包括数理统计法、解析法等达到这一目的。
（二）油藏数值模拟的一般步骤
美国的VIP是一个比较常用的数模软件，可以适用于各种类型的油藏的数值模拟。用其进行高含水期本区剩余油分布规律模拟的主要步骤如下：
1. 选取数值模型
（l）油藏和流体的物性常数：包括水的粘度。水的体积系数以及水和岩石的压缩系数等。
（2）平衡区物性常数：包括原始油藏压力、原始饱和压力以及油水界面、油气界面等。
（3）特殊岩心分析数据：模型要求油、水相对渗透率曲线和油、气相对渗透率曲线以及相应的毛管压力数据，而三相中油相的相对渗透率由模型根据STONE公式计算。
高压PVT数据：包括溶解油气比、油的体积系数、油的粘度以及天然气的密度、粘度、压缩系数随压力变化曲线等。
油藏地质描述：包括油藏深度、厚度以及孔隙度、渗透率、压力、饱和度的分布情况等。
生产数据：包括井位、类型、作业情况、产注量和压力历史等。
2. 建立模型
建立数值模拟模型是决定历史拟合及动态预测成败的关键。建立油藏模型时不可避免地要对实际油藏迸行必要的简化，同时又要能代表实际油藏的特征，所建的模型既要适应历史拟合的需要，又要考虑到将来可能发生的情况以适应动态预测的要求。
3. 准备数据
（1）油藏地质描述；
（2）抽藏及流体物性参数；
（3）平衡区数据；
（4）相对渗透率数据；
（5）PVT性质数据；
（6）历史生产数据。
4．历史拟合
历史拟合的目的，就是应用己有的实际动态数据，对模型加以修改和调整，使之产生的动态与实际动态一致。这样，应用模拟模型预测的未来动态才能比较可靠。
5．剩余油分布模型
根据油藏数值模拟结果建立油层的剩余油分布模型。
二、技术性能
根据完整的模拟预测，油田总的最终采收率(GUR)最低可以达到45％，最高可以达到55％。这说明，通过实施适当的注水计划可使采收率增加10％。多学科综合方法有助于了解3D地震解释确定的小断层的连通性，审查制定的油藏开发方案，对注水和钻井计划做必要的修改。这种审查至少节省数口井的钻井费用。该项研究还有助于适当地制定将来气举及其他采油设备的布井计划。在该项研究中识别出了合适的注水候选井。这样做的效果是压力和产量递减趋势已经扭转。
三、数值模拟方法在油田的应用
胜二区沙二段8单元的数值模拟
胜二区沙二段8单元是以湖泊三角洲平原前缘河口坝沉积为主的中渗透弱亲水砂岩油藏。储层具有以下特点：①油层物性较好，但非均质性严重；②原油物性在平面上分布差异较大；③地饱压差大，有较活跃的边水能量。该开发单元自1966年投入注水开发以来，大致经历了三个开发阶段：1966年到1978年为中低含水开发期，综合含水小于60%，建成了高效开发的独立井网，年产能力50万ｔ；1979年到1989年为中高含水期，综合含水60%～90%；1990年至今，该开发单元全面进入特高含水期，综合含水大于90%。目前储层开发存在的主要问题是注采井网不完善，储量控制程度低，对含油潜力认识不够清楚。
在纵向上，该开发单元共分11个沉积时间单元，根据各个时间单元的储量和各时间单元间的隔层分布状况，并根据网格粗化原则，将11个沉积时间单元划分为8个数模层位。
由于注水开发历史比较长，地下储层物性和原油物性发生了较大变化，根据油藏描述结果，把随开发时间变化的地质静态模型简化成3个不同开发阶段的地质静态模型，各小层的渗透率在各时期的平均变化列于表1。
从渗透率变化的统计结果看，有的区域渗透率略有减小，但大部分区域由于注入水的冲刷等作用，其渗透率增加幅度较大。
表1 不同开发时期渗透率变化
8单元储层中的流体物性参数如下：原油压缩系数为6.14×10-4Mpa-1，地层水压缩系数为1.0×10-4 Mpa-1，岩石压缩系数为3.6×10-5 Mpa-1，原油密度为0.919g/cm3，原油体积系数为1.115。
由于长期进行注水开发，注入水对原油的水化作用及地层压力发生变化等原因，原油中轻质组分优先驱出，较稠的重组分含量增加，使原油粘度和密度变大。同时由于长期注水，地层温度会下降，原油粘度也会升高。不同开发时期地层中原油的物性见表3。
在生产历史拟合中，采用了固定生产井产液量和注水井注水量，拟合区块累积产油量、累积产水量等综合开发指标和单井开发指标。由于地质模型随开发阶段变化，需要考虑不同含水阶段地质模型的差异，所以，在拟合中采用分阶段拟合方法。各阶段单元主要生产指标拟合情况列于表2，8单元综合含水率、平均地层压力和累积产油量拟合曲线见图1~3。从中看出拟合程度比较高。
表2 各开发阶段生产指标拟合
由于注入水对岩石的冲刷作用，地层渗透率将会增大，而粘土膨胀作用和压实作用会使地层渗透率降低，因而地层中渗透率的变化有增有减，从而影响注入水在地层中的分布及最终采收率。在8单元储层的开发阶段，考虑渗透率变化时，采收率为36.53%，剩余油开采年限为16ａ；不考虑渗透率变化时，前者为36.80%，后者为17ａ。另外，8单元在开采过程中，原油的物性（密度、粘度等）变化较大，这将直接影响油田的开发效果和原油采收率。考虑原油物性变化时，采收率为36.53%，剩余油开采年限为16ａ；不考虑原油物性变化时，采收率为41.50%，剩余油开采年限为22ａ。由此可以看出，对于经历较长时间注水开发的油田，在进行油藏数值模拟研究时，要考虑储层和原油物性随不同开发阶段变化的影响；否则，得到的剩余油分布和预测的采收率误差较大。
在考虑储层和原油物性变化的情况下，对8单元剩余油分布进行了数值模拟，表3列出了8单元在不同开发阶段水淹程度分布状况。从中低含水开发阶段到目
表3 8单元不同开发阶段水淹程度所占面积比率（%）
前特高含水阶段，含水率低于60%的水淹面积比率从60.25%下降至7.81%，而含水率高于90%的水淹面积从6.32%急剧上升到65.84%。
含水率高于90%的严重水淹区的储量占61%，随着水淹程度不断增加，进入严重水淹区的剩余储量不断增加，这将给注水开发带来严重的不利影响。8单元各小层剩余储量丰度（万t/km2）分布见图4。
综合分析8单元的数模结果，目前剩余油分布主要受以下因素控制。
（1）断层边界。受封闭边界影响，断层附近剩余油饱和度较高，尤以北部9号断层附近最高。
（2）储层物性。在部分主力层内，靠近尖灭边界区域其渗透性变小，油变稠，没有注入水波及，剩余油饱和度较高。
（3）油水过渡带。
（4）井间平面非均质性。由于平面上的非均质性，注采井网的注采关系并不平衡，在井间存在部分剩余油。
（5）层内纵向非均质性。对于部分较厚的主力油层，受沉积韵律和油水重力分异的影响，油层底部水淹比较严重，而上部剩余油较多。
根据8单元精细数值模拟结果和剩余油分布规律，以及对目前开发状况的分析，设计了以加密井网等多种措施的综合调整方案。在调整方案中加密油井6口，水井3口，其中23108油井已投入生产，日产液量42ｍ3，含水率89%。而采用数模方法预测该井日产液量50ｍ3，含水率90.4%。从预测结果与实际情况对比看出，数模结果以及对剩余油分布的分析是比较可靠的。
东濮凹陷胡状集油田胡十二块油藏的精细油藏数值模拟
图5为根据油藏数值模拟结果建立的沙三中6-6小层的剩余油分布模型。由图可知，该小层剩余油分布相对集中，仅在其构造顶部有一狭长的、面积很小的剩余油分布带。
以东模凹陷胡状集油田胡十二块油藏为解剖对象，探索了一套高含水期剩余油分布的多学科研究方法。以储层地质学、地质统计学和油藏工程等为理论基础，采取由点到面、静动结合、多学科协同的研究方法，应用虚拟井预测方法研究了单井剩余油分布特征，分微相建立了不同的水淹模式；根据正演井间分形克里格方法建立的非均质概念模型与示踪剂方法的有机结合很好地指示了井间剩余油分布情况；应用动态综合分析法、物质平衡法、水驱特征曲线法以及油藏数值模拟技术等从不同的侧面研究了本区的剩余油分布规律。
五、研究进展情况
高含水期地下剩余油分布呈现普遍性、多样性和复杂性。普遍性表现在不同层组，不同沉积成因的储层中都普遍存在剩余油；多样性一方面表现其存在形式既包含水淹层，又包括水淹层内的未水淹段以及水淹区、段的低含水饱和度部位，另一方面表现在成因类型的多种多样；复杂性表现在剩余油已呈分散状态，它们在层间、平面和层内与高含水部位的接触关系十分复杂。非均质多油层油田注水开发时，由于油层存在层间、平面、层内三大差异，导致注入水在各油层、各方向不均匀，使油水关系复杂化，影响油田的开发效果，这就是所说的注水开发油田的三大矛盾——层间矛盾、平面矛盾及层内矛盾。为了最大限度地降低含水，稳定采油量或减少递减，改善油田的开发经济效益，提高最终采收率，急需对高含水期油田进行更为深入的研究。油藏数值模拟（以下简称“常规数模”）对于搞清剩余油分布、措施的合理配置、方案的综合设计有着不可替代的作用。近十年已有飞速发展，随着油藏精细描述的进一步深入和油藏模拟并行软件系统投入市场，模拟的速度、模拟油藏的精细程度以及可信度越来越高。由于油田生产历史长，方案调整次数多，油水关系复杂等原因造成模拟的难度加大。高含水期油藏数值模拟（以下简称“高含水数模”）也面临着新的问题，但从另一方面讲，高含水期的特点也为数模工作提供了有利的条件：井网密（即对油藏的控制点多）、实际的开发动态数据多且相对充足合理、油藏精细描述、三维随机建模为数模模型的建立、历史拟合、方案预测、结果的验证提供了极其丰富的数据。如何更好地利用这些数据资料进行有效的数模，是一个复杂的问题，本文从几个方面对高含水期数模做一些探讨，可概括为：针对油藏特点、优化模拟步骤、强调模拟目的、抓住主要矛盾，从而取得理想效果。
六、工业化应用前景分析
初步研究探讨了注采动态分析法在计算单元边界的确定、计算单元内平衡数据的校估、油水井低产(减产)和欠注原因分析、水力裂缝方位的估算、压裂优化目标函数的制定、各向异性的近似估算、计算单元内采油量及注水量的分配比例以及地层连通性的定量判断等／价方面的应用。这对低渗透复杂断块油藏的数值模拟和压裂措施效果的评价和决策分析，具有十分重要的现实意义。
3．矿场应用结果表明，该技术结果可靠，实用性和现场可操作性强(最大限度地利用常规资料，因而成本低廉)，便于推广应用。
4．建议今后在低渗透复杂断块油藏的开发和调整中，进一步修正和完善本技术体系，使之发挥更大的经济效益。
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