天津工程职业技术学院

刘玉刚

板板 6464 断块数值模拟研究断块数值模拟研究

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EdII

I

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。

概 况 EdIII2顶面构造图

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，度局部圈闭构造是滚动勘探开发的一个重要方向，板板 6464 断块断块 EdⅢEdⅢ 油组的发现即为一典型实例油组的发现即为一典型实例。

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EdII

I

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 EdⅢ1

2 小层为含油主力层，其油藏埋深1840 ～ 1920m 。

小层 / 单砂体 / 数模小层的划分

EdⅢEdⅢ 油组为扇三油组为扇三角 洲 前 缘 亚 相 ，角 洲 前 缘 亚 相 ，具 体 分 为 水 下 分具 体 分 为 水 下 分流 河 道 、 河 道 间 、流 河 道 、 河 道 间 、前 缘 席 状 砂 、 前前 缘 席 状 砂 、 前三 角 洲 泥 岩 沉 积 。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。

沉积特沉积特征征

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 。

h

Por.

Per.物性分布物性分布

EdIII2-2

平面上分为：前平面上分为：前缘席状砂、前三缘席状砂、前三角洲泥两个微相。角洲泥两个微相。

沉积特征沉积特征

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 。

h

Por.

Per.

物性分布物性分布

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。

沉积特沉积特征征

砂体在板砂体在板 64-3264-32 井区和板井区和板 66-3466-34 北的北东沉积较厚，北的北东沉积较厚，向两侧至板向两侧至板 64-2664-26 ～板～板 66-3266-32 井区砂体减薄，最薄处井区砂体减薄，最薄处为板为板 66-3266-32 井井 1.1m1.1m 。。

物物性性分分布布

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 EdⅢ1

2 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.

Per.

物性分物性分布布

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。

高压物性及流体性质高压物性及流体性质相渗曲线分析

0

0. 2

0. 4

0. 6

0. 8

1

0. 2 0. 3 0. 4 0. 5 0. 6 0. 7 0. 8

SwKr

o&Kr

w

0

0. 2

0. 4

0. 6

0. 8

1

f

Krw

Kro

f

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。

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EdII

I

开采现状开采现状

64板 断块东营组开采曲线

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

98. 11 99. 9 00. 7 01. 5 02. 3 03. 1 03. 11

日产油、

液

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

含水比

该小层目前日产油该小层目前日产油 52.352.3 吨，综合含水吨，综合含水 84%84% ，较，较 0033 年年 1212 月的月的 40.640.6 吨增加了吨增加了 11.711.7 吨，扣除措施日产油吨，扣除措施日产油1616 吨，自然老井日产油下降了吨，自然老井日产油下降了 4.34.3 吨。由于采出程度吨。由于采出程度已高达已高达 44%44% ，可采储量的采出程度已达，可采储量的采出程度已达 125%125% ，因此，因此该小层已处于开发后期。该小层已处于开发后期。

边水作用效果评价 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

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EdII

I

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。

一、地质模型及网格剖分

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。

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。

二、数据准备

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 Ed 2Ⅲ 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。

小层小层(( 砂体砂体 ))

平均孔隙平均孔隙度度（（ %% ））

含油面积含油面积(km^2)(km^2)

平均有效平均有效厚度厚度 (m)(m)

地质储量地质储量(104m3)(104m3)

油藏类型油藏类型

EdⅢ2-1EdⅢ2-1 27.2427.24 1.161.16 2.22.2 43.4643.46 构造、强边水构造、强边水EdⅢ2-2EdⅢ2-2 27.2427.24 1.621.62 0.400.40

EdⅢ2-3EdⅢ2-3 28.3228.32 3.313.31 8.378.37

EdⅢ2EdⅢ2 51.8351.83 （（ 48.44×104t48.44×104t ））

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。

2．边水推进与剩余油分布规律

原始油水界面

WOC=1886m ，

界于 B66-34

井和 B70-28

井之间，离 B

66-34 井约 36

0m ，含油面

积 1.16km2 。

原始油水分布图

边水推进与剩余油分布规律边水推进与剩余油分布规律

展 示展 示

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EdII

I

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：

方案方案 11 平均日产水平均日产水(m3/d)(m3/d)

平均日产油平均日产油 (m(m3/d)3/d)

年产油年产油 (10(104m3)4m3)

年产水年产水 (104(104m3)m3)

累油累油 (104(104m3)m3)

累水累水 (104(104m3)m3)

含水率含水率（（ %% ））

采出程度采出程度（（ %% ））

20032003 46.1 46.1 232.9 232.9 1.68 1.68 8.50 8.50 17.65 17.65 39.93 39.93 86.17 86.17 0.407 0.407

20042004 33.0 33.0 174.1 174.1 1.20 1.20 6.35 6.35 18.86 18.86 46.28 46.28 88.97 88.97 0.435 0.435

20052005 16.2 16.2 161.4 161.4 0.59 0.59 5.89 5.89 19.45 19.45 52.17 52.17 92.15 92.15 0.4490.449

20062006 9.0 9.0 103.0 103.0 0.33 0.33 3.76 3.76 19.78 19.78 55.93 55.93 92.53 92.53 0.456 0.456

20072007 7.4 7.4 99.9 99.9 0.27 0.27 3.65 3.65 20.05 20.05 59.58 59.58 92.97 92.97 0.462 0.462

20082008 6.0 6.0 97.0 97.0 0.22 0.22 3.54 3.54 20.27 20.27 63.12 63.12 94.62 94.62 0.467 0.467

20092009 4.8 4.8 100.4 100.4 0.17 0.17 3.66 3.66 20.44 20.44 66.79 66.79 95.69 95.69 0.471 0.471

方案方案 22 平均日产水平均日产水(m3/d)(m3/d)

平均日产油平均日产油 (m(m3/d)3/d)

年产油年产油 (10(104m3)4m3)

年产水年产水 (104(104m3)m3)

累油累油 (104(104m3)m3)

累水累水 (104(104m3)m3)

含水率含水率（（ %% ））

采出程度采出程度（（ %% ））

20032003 45.8 45.8 226.6 226.6 1.67 1.67 8.27 8.27 17.64 17.64 39.70 39.70 86.17 86.17 0.407 0.407

20042004 31.7 31.7 133.6 133.6 1.16 1.16 4.88 4.88 18.80 18.80 44.58 44.58 88.85 88.85 0.4340.434

20052005 14.9 14.9 125.9 125.9 0.54 0.54 4.59 4.59 19.34 19.34 49.17 49.17 90.94 90.94 0.446 0.446

20062006 8.9 8.9 102.8 102.8 0.33 0.33 3.75 3.75 19.67 19.67 52.92 52.92 92.48 92.48 0.454 0.454

20072007 7.5 7.5 107.2 107.2 0.27 0.27 3.91 3.91 19.94 19.94 56.83 56.83 93.76 93.76 0.46 0.46

20082008 6.1 6.1 94.3 94.3 0.22 0.22 3.44 3.44 20.17 20.17 60.28 60.28 94.20 94.20 0.465 0.465

20092009 4.7 4.7 97.6 97.6 0.17 0.17 3.56 3.56 20.34 20.34 63.84 63.84 95.16 95.16 0.469 0.469

方案方案 33 平均日产水平均日产水(m3/d)(m3/d)

平均日产油平均日产油 (m(m3/d)3/d)

年产油年产油 (10(104m3)4m3)

年产水年产水 (104m(104m3)3)

累油累油 (104(104m3)m3)

累水累水 (104m(104m3)3)

含水率含水率（（ %% ））

采出程度采出程度（（ %% ））

20032003 46.3 46.3 189.9 189.9 1.69 1.69 6.93 6.93 17.66 17.66 38.36 38.36 86.01 86.01 0.407 0.407

20042004 35.7 35.7 124.7 124.7 1.30 1.30 4.55 4.55 18.96 18.96 42.91 42.91 88.76 88.76 0.437 0.437

20052005 15.6 15.6 133.2 133.2 0.57 0.57 4.86 4.86 19.53 19.53 47.77 47.77 91.34 91.34 0.45 0.45

20062006 9.1 9.1 106.7 106.7 0.33 0.33 3.89 3.89 19.86 19.86 51.66 51.66 91.52 91.52 0.458 0.458

20072007 7.5 7.5 98.7 98.7 0.27 0.27 3.60 3.60 20.14 20.14 55.27 55.27 92.41 92.41 0.464 0.464

20082008 6.5 6.5 97.2 97.2 0.24 0.24 3.55 3.55 20.37 20.37 58.82 58.82 93.66 93.66 0.47 0.47

20092009 4.9 4.9 100.4 100.4 0.18 0.18 3.67 3.67 20.55 20.55 62.48 62.48 94.69 94.69 0.474 0.474

方案方案 44 平均日产水平均日产水(m3/d)(m3/d)

平均日产油平均日产油 (m(m3/d)3/d)

年产油年产油 (10(104m3)4m3)

年产水年产水 (104m(104m3)3)

累油累油 (104(104m3)m3)

累水累水 (104m(104m3)3)

含水率含水率（（ %% ））

采出程度采出程度（（ %% ））

20032003 46.0 46.0 211.0 211.0 1.68 1.68 7.70 7.70 17.65 17.65 39.13 39.13 86.17 86.17 0.407 0.407

20042004 31.5 31.5 115.2 115.2 1.15 1.15 4.20 4.20 18.80 18.80 43.33 43.33 88.37 88.37 0.434 0.434

20052005 14.4 14.4 124.6 124.6 0.53 0.53 4.55 4.55 19.33 19.33 47.88 47.88 91.06 91.06 0.446 0.446

20062006 9.0 9.0 103.0 103.0 0.33 0.33 3.76 3.76 19.65 19.65 51.64 51.64 92.44 92.44 0.453 0.453

20072007 7.5 7.5 107.2 107.2 0.27 0.27 3.91 3.91 19.93 19.93 55.55 55.55 93.73 93.73 0.46 0.46

20082008 6.2 6.2 98.4 98.4 0.23 0.23 3.59 3.59 20.15 20.15 59.14 59.14 94.21 94.21 0.465 0.465

20092009 5.2 5.2 97.6 97.6 0.19 0.19 3.56 3.56 20.35 20.35 62.70 62.70 95.16 95.16 0.469 0.469

方案方案 55 平均日产水平均日产水(m3/d)(m3/d)

平均日产油平均日产油 (m(m3/d)3/d)

年产油年产油 (104(104m3)m3)

年产水年产水 (104m(104m3)3)

累油累油 (104(104m3)m3)

累水累水 (104m(104m3)3)

含水率含水率（（ %% ））

采出程度采出程度（（ %% ））

20032003 46.1 46.1 230.0 230.0 1.68 1.68 8.40 8.40 17.65 17.65 39.82 39.82 86.08 86.08 0.407 0.407

20042004 32.5 32.5 206.4 206.4 1.19 1.19 7.53 7.53 18.84 18.84 47.36 47.36 87.80 87.80 0.434 0.434

20052005 15.7 15.7 144.6 144.6 0.57 0.57 5.28 5.28 19.41 19.41 52.63 52.63 91.60 91.60 0.448 0.448

20062006 8.7 8.7 91.9 91.9 0.32 0.32 3.35 3.35 19.73 19.73 55.99 55.99 92.55 92.55 0.455 0.455

20072007 7.3 7.3 91.8 91.8 0.27 0.27 3.35 3.35 20.00 20.00 59.34 59.34 93.39 93.39 0.461 0.461

20082008 6.0 6.0 97.0 97.0 0.22 0.22 3.54 3.54 20.21 20.21 62.87 62.87 94.16 94.16 0.466 0.466

20092009 4.8 4.8 100.2 100.2 0.18 0.18 3.66 3.66 20.39 20.39 66.53 66.53 95.16 95.16 0.47 0.47

方案方案 66 平均日产水平均日产水(m3/d)(m3/d)

平均日产油平均日产油 (m(m3/d)3/d)

年产油年产油 (104(104m3)m3)

年产水年产水 (104m(104m3)3)

累油累油 (104(104m3)m3)

累水累水 (104m(104m3)3)

含水率含水率（（ %% ））

采出程度采出程度（（ %% ））

20032003 46.2 46.2 214.4 214.4 1.69 1.69 7.83 7.83 17.66 17.66 39.25 39.25 85.97 85.97 0.407 0.407

20042004 32.1 32.1 135.8 135.8 1.17 1.17 4.96 4.96 18.83 18.83 44.21 44.21 87.22 87.22 0.434 0.434

20052005 14.7 14.7 145.0 145.0 0.54 0.54 5.29 5.29 19.37 19.37 49.50 49.50 91.04 91.04 0.447 0.447

20062006 8.9 8.9 114.7 114.7 0.33 0.33 4.19 4.19 19.69 19.69 53.68 53.68 92.80 92.80 0.454 0.454

20072007 7.2 7.2 92.2 92.2 0.26 0.26 3.37 3.37 19.95 19.95 57.05 57.05 93.14 93.14 0.46 0.46

20082008 5.8 5.8 97.5 97.5 0.21 0.21 3.56 3.56 20.17 20.17 60.61 60.61 94.75 94.75 0.465 0.465

20092009 4.8 4.8 100.3 100.3 0.17 0.17 3.66 3.66 20.34 20.34 64.27 64.27 95.66 95.66 0.469 0.469

2009 年各方案开发指标预测对比表2009

年平均日产水

(m3/d)平均日产油

(m3/d)年产油 (1

04m3)年产水 (104

m3)累油 (10

4m3)累水 (104

m3)含水率（ % ）

采出程度（ % ）

方案 1 4.8 100.4 0.1741 3.66 20.44 66.79 95.69 0.471

方案 2 4.7 97.6 0.1707 3.56 20.34 63.84 95.16 0.469

方案 3 4.9 100.4 0.1788 3.67 20.55 62.48 94.69 0.474

方案 4 5.2 97.6 0.1906 3.56 20.35 62.70 95.16 0.469

方案 5 4.8 100.2 0.1753 3.66 20.39 66.53 95.16 0.470

方案 6 4.8 100.3 0.1739 3.66 20.34 64.27 95.66 0.469

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EdII

I

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%。