相控数值模拟方法的研究探讨

1.不同相带微观孔喉及渗流特征

不同微相的水驱实验也具有不同的渗流特征。由不同微相采出程度与含水率曲线（图3－67）可以看出，对于无水期采出程度，河道微相最高，前缘微相次之，远砂微相最低。相同采出程度条件下，河道微相含水率最低，前缘微相次之，远砂微相最高。含水98%时，采出程度：河道48.0%、前缘45.3%、远砂36.6%。

图3-67　不同微相采出程度与含水率关系曲线

依据孔隙度或渗透率对数与可动油饱和度呈直线关系这一筛选标准对文51 油藏全区不同相带相对渗透率实验资料进行筛选，对筛选后的若干条相渗曲线进行归一化拟合，得到油藏河道沉积微相归一化相对渗透率曲线（图3－68）。

由归一化后的相对渗透率曲线可以看出，河道微相等渗点最靠右，远砂微相最左；河道微相残余油饱和度最低，前缘微相次之，远砂微相最大。在相同含水饱和度下，河道微相水相渗透率最低，前缘微相次之，远砂微相最高。

图3-68　不同沉积微相归一化的相渗曲线

2.相控数值模拟剩余油研究

当油田进入高含水期时，确定剩余油分布变得复杂。研究剩余油分布的方法已有渗饱曲线法、水驱特征曲线法、物质平衡法和油藏数值模拟法等，其中油藏数值模拟法能够重现开发历史，定量描述油藏剩余油分布。以往的油藏数值模拟没有应用现有的精细油藏描述成果，拟合结果也无法反映不同微相的剩余油分布，因此，为满足现阶段的精细开发调整要求，需要基于精细描述之上的数值模拟。按沉积微相选用相对渗透率曲线，将精细地质研究成果应用到数值模拟中。

（1）相对渗透率曲线的选择

早期的地质模型采用常规单一相渗，无论哪个微相，其初始含油饱和度都是一个值，数模计算误差较大。后来引入相控多相相渗法，通过相控随机建模，为油藏数值模拟提供了更为精细的储层物性参数模型，为数值模拟时采用不同微相，不同相渗曲线及毛管力数据的方法来控制原始含油饱和度的分布提供了前提和基础。相控随机建模下，同一小层能够根据不同的沉积微相选择不同的相渗曲线。结合试验区精细地质研究成果，将研究区域分为水下分流河道微相（SH）、前缘砂微相（Q）、远砂微相（Y）、泥坪（M）几种微相。对照每种类型，平面上不同微相选择不同相对渗透率曲线（图3－69～图3－71），使得模型的整个水驱渗流过程的模拟更加符合实际过程。同时，通过对比图3－72，可以看出，采用不同微相、不同相渗曲线及毛管力数据的方法来控制原始含油饱和度的分布更符合地质规律。

图3-69　河道微相相对渗透率曲线

图3-70　河道前缘砂微相相对渗透率曲线

图3-71　河道远砂微相相对渗透率曲线

考虑到同一相带及过渡带的差异，引入相控J 函数法，基于差异相带实验数据，建立初始含油饱和度场，模型更加符合实际情况（图3－72（c））。

式中，Sw 为含水饱和度，%；

　　　A、B 为常数；

　　　Rb 为地层水密度，g／cm3；

　　　Rhc为原油密度，g／cm3；

　　　h 为自由水面高度，m。

图3-72　文51 油藏不同方法数值模拟下初始含油饱和度图变化

（a）单一相渗；（b）相控多相相渗；（c）相控J 函数法

在相控J 函数法理论指导下，利用实验数据，通过研究渗透率与束缚水饱和度关系、渗透率与注入体积倍数关系、残余油饱和度下相对渗透率Krw与渗透率关系（图3－73～图3－75），在不同相带水驱后储层物性差异变化的基础上，进行相渗端点水平及垂向标定（图3－76），分网格相渗标定含油饱和度，应用时变数模技术提高油藏高含水期剩余油模拟精度。流体流动规律更符合地下实际情况（图3－77 和图3－78），高含水期剩余油研究精度提高30%。

图3-73　渗透率与束缚水饱和度关系(www.xing528.com)

图3-74　残余油饱和度下相对渗透与渗透率关系

图3-75　渗透率与注入倍数关系

图3-76　水平及垂向相渗端点标定

图3-77　文51 块7 号小层不同研究方法下剩余油饱和度对比图

（2）历史拟合

在进行储量拟合之后，进行历史动态拟合。无论是全油藏还是单井，都得到了较好的拟合，其开发状况与动态分析结果比较一致（图3－79 和图3－80）。因此，认为目前油藏地下剩余油的分布是可靠的，由此得到各小层剩余油饱和度等值图和小层开发指标，以及不同相带内的剩余油分布状况（图3－81），为下一步调整挖潜提供了依据。

图3-78　文51 块15 号小层不同研究方法下剩余油饱和度对比图

图3-79　区块日产油与含水拟合曲线

图3-79　区块日产油与含水拟合曲线（续）

图3-80　典型井日产油与含水拟合曲线（文51-27、文51-1）

（3）历史拟合开发指标

文51 块沙二下北块数值模拟拟合到2017 年6 月底，模拟开发指标（表3－5）：日产油81.8 t，综合含水87.94%，累积产油301.71 ×104 t，采出程度36.83%，累积产水962.22 ×104m3，累积注水1 903.31 ×104m3，地层压力26.32 MPa。文51 块2016 年6 月开发数据统计综合含水88.74%，采出程度36.87%，与拟合结果分别相差0.8%、0.04%，说明油藏数值模拟结果较好地反映了该油藏的生产历史。

图3-81　主力小层沙二下23、33、42、51 剩余油分布图

表3-5　濮城油田文51 油藏开发指标表

续表

（4）相控剩余油分布

通过相控数值模拟结果（表3－6），从沉积微相出发，分析剩余油的分布规律。可以看出，水下分流河道砂体水驱动用程度较高，剩余油饱和度较低，但含油面积较大，仍存在大量剩余油。水下分流河道侧翼、前缘砂水驱动用程度较低，剩余油饱和度较高。远沙坝原始含油饱和度较低，剩余地质储量较少。

表3-6　不同相带内剩余油统计表