苏杨鑫

（中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）

1 地质概况

茂801区块位于头台鼻状构造东北部，为一由东西两侧2条南北向正断层夹持的单斜构造，南高北低，断块内断层不发育，构造幅度差约为120m，北部相对宽缓、南翼相对较陡。区块动用面积3.2km2，动用地质储量276.49×104t，平均砂岩厚度14.2m，平均有效厚度12.3m，空气渗透率1.2mD，孔隙度11.7%。

茂801区块于1997年10月投入开发，采用线状注采井网，井排方向为东西向，与裂缝延伸方向平行。区内共有开发井46口，其中油井32口，注水井14口，井网密度15.3口／km2。截止到2012年底，累积采油7.3×104t，累积产水1.54×104m3，综合含水25.2%，累积注水57.91×104m3，累积注采比5.10，采油速度0.19%，采出程度3.0%。

针对油田已开发区块加密水平井设计精度及数值模拟过程中开发参数指标［1，2］的需求，笔者以头台油田茂801区块为例，提出两步建模与数值模拟方法精细表征储层物性非均质及含油性等属性在层内垂向上的分布变化特征，以更加精确地预测各项开发生产指标，更好地指导加密水平井设计。

图1 茂801区块断层模型及构造模型

2 整体三维地质模型

茂801区块储层整体三维地质建模分为3个步骤，即建立构造模型、沉积相模型、油藏属性模型［3－4］。

图2 茂801区块沉积相模型

结合静态资料，区块整体建模以地震解释扶余油层顶面构造图为基础，建立构造模型 （见图1）；应用开发井地质分层资料，以顶面构造为趋势约束，建立扶余油层构造模型；以单元沉积微相成果为基础，建立扶余油层沉积相模型 （见图2），以沉积微相为约束、参数解释［5］为基础，建立扶余油层储层属性模型 （见图3），在垂向上细分为29个沉积单元，与油藏描述成果保持一致。根据研究区实际情况，模型平面网格步长设置为20m×20m，垂向网格步长8m，模型网格总节点数为67×104个， 建 模 面 积 为5.22km2。扶余油层整体模型计算区块储量269.10×104t，拟合误差2.68%。

3 目的层精细地质模型

茂801区块扶余油层纵向发育35个单元，其中FⅡ11沉积单元 （FⅡ为扶余油层Ⅱ油组）储层砂体最为发育，砂岩、有效钻遇率均为100%，平均砂岩厚度6.6m，平均有效厚度为5.7m，均为全区最大，据此确定FⅡ11沉积单元为水平井设计目的层。

根据水平井设计需要，对目的层FⅡ11沉积单元实现垂向网格细分，模型平面网格步长与整体模型保持一致，为20m×20m，设置垂向网格步长0.3m，将目的层细分为20个模拟层，建模面积为5.22 km2（见表1），目的层FⅡ11沉积单元精细模型地质储量109.38×104t，拟合误差1.67%，拟合精度较高。

表1 茂801区块扶余油层整体模型与精细地质模型统计表

整体模型每个沉积单元垂向只有1个网格，仅能表征储层物性及含油性在平面上的变化［6］，而精细模型由于垂向网格精细划分，能够精细表征储层层内垂向物性非均质及含油性等属性分布变化特征，为水平井轨迹设计提供垂向量化地质模型 （图4）。

图4 茂801区块整体地质模型与目的层精细地质模型储层属性对比剖面图

4 两步油藏数值模拟

4.1 数值模型建立

根据油藏数值模拟精度，并充分考虑水平井轨迹的精度，模拟网格划分结果为126×176个，平面模拟网格为20m×20m，数值模型总节点数64.31×104个。

4.2 数值模型初始值赋值

1）模拟区及有关相渗曲线资料使用头台油田扶余油层油水相对渗透率曲线资料［7，8］，作为数值模型油水相对渗透率的原始输入值。

2）有效厚度、孔隙度取模拟井测井解释数值。渗透率依据取心获得的渗透率与孔隙度关系确定。

3）其他静态参数如高压物性等，采用头台油田实测资料。

4）油井动态资料采用模拟区实际数据［9］。

4.3 历史拟合

1）油藏整体数值模拟。模型模拟计算动用地质储量为262.7×104t，实际地质储量276.49×104t，相对误差为4.9%。所建油藏数值模型可用于各项机理研究和开发指标预测。

历史拟合从1997年10月到2011年12月，拟合时间步长为月，共171个时段，各时段单井日产油模拟与实际比较接近，平均相对误差0.21%，模型模拟计算累积产油量为7.26×104t，实际累积产油量7.3×104t，相对误差0.01%，模型模拟计算采出程度2.98%，实际采出程度为3.0%，相对误差为0.67%，模型模拟计算综合含水23.6%，实际综合含水22.8%，绝对误差为3.5%，达到了预测精度要求。

2）目的层精细油藏数值模拟。为提高水平井布井精度，数值模拟将目的层划分为20个小层，单层厚度0.3m，并根据全区模型FⅡ11沉积单元产量及注水量，重新对目的层进行拟合。

目的层FⅡ11沉积单元地质储量111.23×104t，数值模拟地质储量111.62×104t，相对误差0.35%，历史拟合从1997年10月到2011年12月，拟合时间步长为月，共171个时段，各时段单井日产油模拟与实际比较接近，平均相对误差0.12%，目的层模型模拟计算累积产油量为3.85×104t，实际累积产油量3.88×104t，相对误差0.79%，模型模拟计算采出程度3.45%，实际采出程度为3.49%，相对误差为1.14%，模型模拟计算综合含水34.7%，实际综合含水33.8%，绝对误差为0.9%，达到了预测精度要求。

5 加密水平井井位设计

根据水平井井位设计原则［10］，区块内共设计加密水平井3口 （见图5）。结合剩余油分布情况，考虑加密水平井垂向不同位置，分别选取加密水平井处于模拟层第1、3、5、7、9、10、13、15、17、19、20层作为优化参数，计算不同垂向位置加密水平井指标，数值模拟计算结果显示，水平井距目的层顶部1／3处加密水平井累产油最高，含水相对较低，结合以往水平井钻井经验，确定加密水平井垂向位置为距目的层顶部1／3处。水平井间隔2个直井井距，水平段长度1279～2486m，预测砂岩厚度3.7～7.1m，预测有效厚度为3.1～6.1m，单井控制储量为 （4.89～17.38）×104t。

图5 茂801区块加密水平井设计井轨迹剖面图

6 结论

1）两步建模法通过垂向网格精细加密，在对储层平面精细刻画基础上，能够精细表征储层层内垂向物性非均质及含油性等属性分布变化特征，为水平井轨迹设计提供垂向量化地质模型。

2）两步数值模拟法确定了加密水平井目的层油层动用状况及动态参数，避免了人工劈分采油井产液量与注水井注水量考虑因素不全、人为因素干扰等影响，能够更精确地预测各项开发生产指标，指导加密水平井设计。

3）应用两步建模与数值模拟法很好地指导了头台油田茂801区块加密水平井设计，有着较好的适用性。

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