建模数模一体化技术在新北垦东481区块动态管理中的应用
王楠王优杰肖丽蒋晓澜时丕同
（中国石化胜利油田海洋采油厂，山东东营257000）
竹笋的英文摘要：垦东481区块注采井网动态不完善，油藏边水推进较快, 油井含水的快速上升（综合含水79.5%）, 老区稳产基础比较薄弱。因此在研究剩余油分布的基础上制定措施挖潜及合理的注采方案调整对油藏高效开发具有非常重要的指导意义。
关键字：地质建模，数值模拟，剩余油分布，动态管理black berry
新北油田位于黄河入海口的北部，西连孤东油田，南接新滩油田，东部和北部以胜利探区边界为界限。油田水深2～15m，勘探面积约300km2。截止2009年底，新北油田垦东481井区探明含油面积9.15km2，石油地质储量1331.29×104t；含气面积4.09km2，天然气地质储量4.50×108m3。目前投产油井16口，水井9口，气井2口，已建成原油产能20.1×104t。油藏在开发过程中表现出：油藏原油性质好，油井产能高、具有一定的天然能量，但天然能量不足、地层能量下降较快、气油界面附近油井生产气油比高、含水上升快、产量递减快等特征。为进一步搞好油藏的开发，通过精细油藏描述研究成果，结合该井区油井生产动态变化，应用油藏数值模拟技术进行剩余油分布研究，提出治理措施和注采调整方案优化，提高该井区开发水平，增加最终采收率具有重要的意义。
一油藏概况
新北油田垦东481区块构造上位于垦东凸起向桩东凹陷倾没的斜坡部位，其北面为桩东凹陷，南为垦东凸起，东为莱州湾凹陷，西为富林洼陷，构造比较平缓，地层形态整体表现为南高北低，西高东低的变化趋势；油气均位于上第三系馆上段和明化镇组，以馆上段为主力含油层系，开采层位为馆上段；储层较为发育，为曲流河沉积砂体，埋藏浅，岩石成岩作用弱，其矿物成分成熟度和结构成熟度均较低，平均粒度中值为0.31mm；平均泥质含量为 1.1%；分选中等，平均分选系数为1.48；物性好，属高孔高渗储层，平均孔隙度为37.3%，空气渗透率为3348×10-3μm2，平均地面原油密度为0.908g/cm3，地面原油粘度平均50.3mPa·s；油气水系统较为复杂，具有多套油气水系统，边水相对活跃；垦东481井区压力系数0.99，平均地温梯度3.5℃/100m，属正常-偏高温度系统，正常压力。垦东481区块馆上段是受岩性控制的，曲流河沉积的高孔高渗、常温常压、岩性-构造层状气顶油藏。
二开发历程及现状
美发培训班（一）开发历程
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垦东481区块上报动用地质储量714.8×104t，整个开发简历共分为天然能量开发阶段和注水开发阶段。
其中，在天然能量开采阶段，2007年6月-2009年4月KD481井区陆续投产KD481ABC 三个井组，设计总井数27口，油井19口，水井6口，气井2口，阶段末油井开井18口，日产液能力938.8t/d，日产油能力469.3t/d，综合含水47.8%，累积产油26.3×104t，采油速度2.2%，采出程度3.3%。
2009年6月进入注水开发阶段，目前油井开井16口，水井开井9口，气井开井2口（如图1所示）。该阶段累积产油37.9×104t，采油速度1.0%，采出程度5.4%。
（二）开发现状
截止2012年12月，垦东481区块共投产油井16口，注水井9口，气井2口，油井开井16口，日液能力1036t/d，日油能力204t/d，综合含水80.3%，采油速度1.0%，采出程度8.7%，自然递减率11.7%；水井开井9口，日配注量695m3，日注水量698 m3，累积注水85.6625×104m3 ，累积注采比0.52。注采对应率83.2%，层段合格率47.4%。
图1 新北垦东481块注采井网图
三建模数模一体化的主要做法
（一）整合数据、建立网络化工区，提高建数模一体化工作效率在进行三维地质建模过程中，利用direct软件把建模所需的大量基础数据（主要包括井信息数据、井斜数据、分层数据、地震数据、测井数据、岩心录井图、小层数据表、砂体数据、生产数据等）用图件表示，实现了数据流、软件流和图件流的统一；并把direct
工区建在SQLver数据库上，技术人员均可通过direct软件快速查看储层发育，电性特征、射孔层段等信息，进行单井分析、地层对比和油藏剖面图制作，真正实现了资源共享、成果共享，大大提高建模数模一体化工作效率。
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（二）加强静态描述和动态跟踪相结合，强化地质再认识，提高地质模型质量
rgd地质模型的准确性需要动态描述进行补充。因此，在地质模型的优化和完善过程中，结合数模拟合成果和油藏工程分析，对比分析理论计算值与实际值的误差，从而发现动静态模型之间的矛盾，不断提高地质再认识，对地质建模过程中进行修正完善。
wonderful tonight歌词从Ng24层小层平面图分析，注水井KD481A-1井对应KD481C-3井、KD481A-8井两口生产井，两口生产井储层物性相近且KD481C-3井位置较低（垂向相差约5m），模拟计算结果显示KD481A-1井水流线仅沿KD481A-8推进，未波及KD481C-3井，油水关系存在矛盾，与实际生产不符。为此，对Ng24层重新进行了地质认识，结果表明，该层存在两期河道沉积，KD481C-3井生产层位及KD481A-1注水层位分别位于两期河道的上下层，并未形成有效的注采对应关系。据此重新进行地层对比和小层划分（把Ng24分层Ng241、Ng242两个小层），并对地质模型进行了修正，大大地提高了闭合的精度，地层划分更加合理，河道砂体的刻画更加精细，更加符合河流相沉积的特征；动态模型拟合效果较好，模型更加可靠。（图2为修正后地层对比图）。
图2 垦东481区修正后的地层对比图
（三）确定性建模和随机建模相结合，建立了更加符合实际的三维精细地质模型
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worshipping静态地质模型精度的高低代表了能否反映地下油藏的客观实际，不但影响数模计算效率，更重要是影响流体体积及驱替特征。
由于研究区己进行多年的开发，对研究区地下地质特征有了一定的认识，且该区井网比
较完善，井距也较小(300-500m左右)，只是在边部需要作出一定范围的预测，因此在地质建
模过程中采用了确定性建模和随机建模相结合的方法。在地层格架符合曲流河沉积模式、流体分布受构造、岩性、断层控制下，建立了三维精细地质模型（构造模型、沉积相模型、孔隙度模型、渗透率模型、净毛比模型），如图3所示。模型共包含23口井，工区面积3.7km2，井距在300—500m之间，断层沿北东走向，地层向北东方向倾覆，地层比较平缓，只有2度。含油井段地层厚度90m左右，最小砂层厚度2.5m。区块由于断块小，不进行旋转，正东方向为I方向，正北为J方向；平面网格步长50m*50m；纵向网格厚度1m。总网格个数699600个。
沉积相净毛比
孔隙度渗透率
图3 垦东481区三维地质模型
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（四）油藏工程方法和数模技术结合，提高区块历史拟合精度历史拟合直接影响到数值模拟结果的准确性以及开发方案的有效性，由于垦东481区块测压数据很少，受海工限制，测压井点及数据较少，且代表性不强，压力只是作为观测值，重点拟合含水和产量，同时参考有限流压资料, 保证流压计算值在合理范围之内。按照整体-局部、区块-单井、压力-产量的拟合原则，对区块23口油水井进行拟合，初期含水拟合误差较大，整体含水偏低，为了提高含水拟合精度，考虑到垦东481区块边底水能量充足，水侵严重，因此利用油藏工程方法得到水侵量的同时估算出较为准确的水体大小和水侵系数。垦东481区块数模结果表明，油藏水油体积比为20，地层压力下降幅度不大。通过增加水体，调整水侵系数后，模型区块整体含水和产量指标拟合趋势与实际符合较好（如图4所示），含水拟合误差小于5%，产液量含水拟合误差小于1%；重点单井拟合符合程度达到85％。从而表明地质模型是可靠的，可以为区块后期的动态跟踪应用提供技术指导。
图4 垦东481区块指标拟合情况
四建模数模一体化在区块动态管理中的应用
（一）加强剩余油分布研究，补孔挖潜局部富集区剩余油，改善油井低效状况
1、剩余油分布及潜力
纵向上：从数模成果可以看到，垦东481井区纵向上剩余油富集主要集中在主力层，包括Ng21、Ng22、Ng242、Ng34小层。虽然这些小层采出程度也相对较高，在7.4%-19.2%之间（图
