通过在岩相约束下的属性模型可以看出,靖边张家沟示范区整个研究区长611内油层具有非常好的连续性,在纵向上油层呈层状分布。沉积相控制井间地质属性预测能够充分体现相内的相似性、相间的差异性和相内储层性质的变化,可直接应用于油藏数值模拟。
孔隙度、净毛比等数据来源于解释及观测的数据结果,其可信程度相对较高,在历史拟合过程中尽量不做调整或根据实际模型的质量做微量调整;渗透率、原始含水饱和度、KH值及表皮系数做为可调参数,这些参数在测量过程中受多种因素的影响,具有很大的不确定性,在历史拟合过程中可根据实际情况进行调整。
经过历史数据拟合,综合分析各项相关参数,对模型进行多次调整,其单井拟合率达到80%以上,符合程度较好。经过历史拟合的地质储量为154.5985×104m3,根据相关资料知本地区地质储量为131.71×104t(约为156×104m3),模拟与计算的储量误差在允许误差3.0%内,表明所建立的地质模型可以作为开发方案模拟预测的基础。
模拟末期单层累计产油量模拟末期单层阶段采出程度(%)
模拟区域内,从累计产油量和动用状况上看主要集中在长611(1-10层)的中下部(油水井射孔层位集中部位),其它层位动用相对较差,与该区域地质及开发认识吻合较好。
为了提高对研究区剩余油分布的认识,利用模拟输出成果绘制了研究区域内15个模拟层的剩余油饱和度分布图,可在平面和纵向上直观体现目前剩余油的分布特点,有效评价油藏不同部位动用情况及剩余油分布状况。
根据现有的精细地质研究成果、井网状况及数值模拟剩余油分布特点,设计五套调整方案,并利用数值模拟方法对实施效果进行了预测:
方案一:用现有油井的生产资料,根据井组内所有油井最新的产液量的总和,作为注水井的日注水量。其中,多项受益油井采用劈分方法得到其在某一井组的值。从布置井网考虑在靖31094-01和靖32094-01之间加一口油井,坐标为(36596751.31,4136955.97)。
方案二、三、四、五:从注水量上调整,根据模型模拟的末期含油饱和度分布图,选出所有在射孔段层位含油饱和度分布比较高的井组,对这些井组计算孔隙体积,然后分别乘以系数0.5、0.8、1.5、2.0,得到的数值作为此注水井的注水量。
从模拟日产油量上来看,与基础方案相比,除方案二以外其余方案在短期内日产油量均有一定增加,方案五增加的幅度最大,但是方案五的含水上升也最快。
油藏开发初期没有注水井,油井投产后,产量递减速度快,天然能量不足,地层压力下降快,影响了油田开发效果。
从方案的实施效果上也反映出目前油藏的整体能量匮乏,通过加强注水可在整体上提高油藏的产油和产液能力,从而改善油田开发效果。具体措施如下:
(1)从整体上应该适当加大注入强度,恢复地层压力,保证油井的产液能力。
(2)根据连通油井的产液及含水状况,有针对性地调整相关注入井的注水量,在提高井组产液能力的同时,调整液流方向,提高低含水井的产液能力。
(3)根据现有的井网及剩余油分布情况,可适当增加点状采油井和注水井。
摘要：对油藏工程师而言,数值模拟给动态分析提供了一种快速、精确的综合性方法 ;对管理者而言,数值模拟提供了不同开采计划的比较结果;对尚无经验的工程师而言,数值模拟则是有效的培训工具。
关键词：油藏数值模拟,动态分析,非均质油藏,开发方式
