秦學傑 戴濤 宋道萬 肖席珍
摘要 分析了草古1潛山稠油油藏的地質及開發狀況；介紹了在數值模擬研究中建立數模模型所采用的技術方法；研究了該油藏的開發規律及影響因素；揭示了該油藏與國內其他潛山油藏在開發規律方面的異同點。
關鍵詞 草古1潛山 潛山油藏 數值模擬 雙孔模型 底水錐進 開發規律
壹、引言
近20年來，油藏數值模擬技術在裂縫性潛山稀油油藏的開發中取得了很大發展和廣泛應用，關於其技術進展及其應用成果已有許多專著及文章做了論述。但此項技術在建立多重孔隙介質裂縫性潛山油藏地質模型方面壹直是壹個難題。本文結合草古1潛山裂縫性稠油油藏的開發情況，對潛山油藏的數值模擬方法與開發規律進行了較深入的研究，建立了能夠代表草古1潛山油藏的數學模型，取得了壹定研究成果。
草古1油藏是壹個有效儲集層厚度較薄、儲集空間發育復雜並受構造、巖性等控制的具有底水的塊狀裂縫、溶洞型碳酸鹽巖體、超稠油油藏
林毅.樂安油田草占1潛山油藏地質綜合研究，2000.
。此類油藏的開發在國內外未見報道。草古1油藏的開發應立足於邊實踐、邊認識、邊開發、邊調整這樣壹個循序漸進的過程，力爭對潛山稠油油藏的開發積累壹套成功的開發經驗。從草古1油藏的開發現狀分析，目前存在的主要問題是對草古1潛山油藏開采動態所暴露出來的油井出水機理、含水變化規律、平面動用狀況和開采效果等問題沒有足夠的認識。本次數值模擬研究的主要目的就是要利用先進的油藏數值模擬技術，對草古1油藏開發規律進行研究。二、地質概況及開發簡況
草古1潛山碳酸鹽巖稠油油藏是廣饒潛山油藏帶的西北部分，主要含油地層為奧陶系下奧陶統上、下馬家溝組，巖性主要為灰巖、豹皮灰巖和白雲巖。油藏儲集空間以構造裂縫為主，其次為溶孔、溶洞。裂縫具有明顯的組系性和方向性，高角度裂縫發育，開啟縫和與之相連通的溶洞是油氣富集的良好場所。有效儲集層主要發育在潛山頂部60m的範圍內，儲集層類型有縫洞復合型、孔隙裂縫型和微孔微縫型。地面脫氣原油粘度為2.0×104～7.0×104mPa.s，屬於粘度高、密度大和膠質含量高的特、超稠油。草古1油藏是壹塊狀邊、底水潛山油藏，原始油水界面在－950m左右。地質儲量740.5×104t。其中，潛山頂部40m地層的儲量約占草古1潛山總儲量的3/4，儲量豐度5.9×104t/(km2·m），屬淺層、低豐度稠油油藏。
草古1潛山油藏1997年7月全面投產，至今僅3年時間，綜合含水已達85.2%，采出程度低，僅6.6%。由於草古1潛山裂縫性碳酸鹽巖儲集層的復雜性和特殊性，目前對草古1潛山油藏開采動態所暴露出來的問題沒有足夠的認識。特別是草古1潛山油藏與我國已經開發的潛山稀油油藏在開發效果上有較大的差別，例如，含水80%時，任丘油田的采出程度28%左右，雁翎油田的采出程度為12%，而草古1油藏僅僅6.2%；在註蒸汽吞吐開采方面，草古1油藏也表現出與砂礫巖稠油油藏不同的特點，基本沒有砂礫巖稠油油藏熱力采油典型的開采變化特點。針對草古1油藏的以上問題，需要新的認識。
三、數值模擬模型
在數值模擬研究中建立數值模擬模型是基礎也是關鍵的壹步。下面著重介紹建立裂縫模型和網格模型所采用的技術和方法。
1.裂縫模型
對於裂縫性潛山油藏的數值模擬研究，目前采用的方法是將油藏的多重孔隙介質簡化為雙重孔隙介質來處理，即包括裂縫系統和巖塊系統。這種建模方法必然會涉及三個關鍵問題：①正確劃分裂縫系統和巖塊系統及確定其系統參數；②正確確定兩個系統之間的關系；③建立合適的數學模型來描述油藏流體的流動特征。
1）裂縫下限
通常情況下，研究裂縫系統必須分析裂縫寬度變化及確定裂縫系統的裂縫寬度下限。從滲流力學的觀點分析，裂縫系統的裂縫寬度下限應當以具備通道條件，即可以忽略毛管力作用的條件來研究確定。
法國Davadant的研究結果表明，具備通道條件的裂縫寬度下限為10μm。
前蘇聯Smekhov指出，由於分子力作用的結果，在裂縫壁上粘附著厚度為0.16μm的水膜。當裂縫寬度大於10μm時，毛管力作用很小，可以忽略。
伊朗A.Saidi認為，當裂縫寬度為20～30μm時，毛管力作用變的很小，當裂縫寬度為10μm時，毛管力的作用將降低到可以忽略的程度。
根據我國對裂縫系統喉道的研究結果，渤海灣地區碳酸鹽巖儲集層的裂縫系統喉道下限為10～20μm。
由此，可以初步確定裂縫系統的裂縫寬度下限為10μm。可以把裂縫系統定義為：在油藏條件下，由寬度下限為10μm的裂縫及與其連通的溶洞所組成的裂縫孔隙網絡。
從理論上來講，確定裂縫系統的裂縫寬度下限對於正確地劃分裂縫系統和巖塊系統是十分必要的，通過實驗等手段也是能夠實現的，但這只是理論上的劃分，對於數值模擬研究來講這是遠遠不夠的。在數值模擬研究中，不但要正確劃分裂縫系統和巖塊系統的界限，更重要的是確定裂縫系統的參數，但在目前的技術條件下是很難實現的。例如，在目前技術條件下，裂縫系統的孔隙度，僅通過巖芯分析不可能確定，目前采取的方法是應用錄井、生的結果也是不精確的，在數值模擬研究中裂縫系統參數必須作為不確定參數來處理。
2）裂縫系統和巖塊系統
草古1油藏儲集層的儲集空間主要有縫、洞、孔三大類，這三類儲集空間的儲集－滲流條件差異很大。其中，寬度不同的裂縫與其連通的溶洞是這類油藏的有效儲集－滲流空間。
結合草古1油藏地質研究的成果，對裂縫系統和巖塊系統的劃分及二者關系可作如下論述。
裂縫系統由大、中裂縫及與其連通的溶洞所組成。系統特點是孔隙度低，含油飽和度高，導壓能力和流動能力強，連通性好，毛管力作用可以忽略，在較小壓差下可達到較高產量，驅油效率高，流體之間的驅替過程主要靠驅動壓差進行，重力只有在油藏流體流動速度較低時才起作用。
巖塊系統是由小、微裂縫及與其連通的溶蝕孔洞和基質孔隙所組成。其系統孔隙度高，滲流能力差，排油效率低。系統主要靠毛管力作用自吸排油。重力在壹定條件下也能起到壹定作用。
裂縫系統與巖塊系統是相互制約、相互聯系的。裂縫系統不只是自身儲油和流動的通道，也是巖塊系統的自吸排油的通道，二者組成了壹個統壹的儲集－滲流組合體，裂縫系統處於主導地位。
根據草古1油藏地質研究成果和油藏流體流動特征，可以初步確定草古1油藏是壹個雙孔單滲的流動系統。
3）油藏數值模擬模型
（1）雙孔單滲模型
通常采用的雙孔單滲模型（圖1）。假設裂縫系統是流體流動的主要通道。在巖塊之間沒有直接的聯系，不存在流體的交換。具有低滲、高儲存量的巖塊系統被認為是裂縫系統的源或匯。在這個模型中，在同壹個網格中的裂縫和巖塊被認為具有相同的深度，因此，不可能模擬網格內重力驅的作用。另壹方面，劃分的巖塊比較大時，會導致錯誤的運算結果，尤其在油藏的開發初期階段，將會因推遲巖塊的作用產生錯誤的模擬結果。利用此模型模擬草古1油藏的開發過程，雖然在描述裂縫系統與巖塊系統之間流體流動關系方面是正確的，但因忽略了重力驅的作用，將會產生錯誤的結果。因此，將草古1油藏的雙孔單滲模型進行了改進。
圖1 雙孔單滲模型圖
草古1油藏的雙孔單滲模型（圖2）充分考慮了重力影響和重力驅機理。在這個模型中，巖塊在垂直方向上被細分為幾部分，子巖塊間在垂直方向上可以進行流體交換，子巖塊與裂縫間的流體交換在非垂向上進行。在這個模型中，子巖塊與裂縫有著不同的深度，重力所起的作用可以得到體現。當裂縫與巖塊進行流體交換時，在巖塊內部就形成了壓力、飽和度等參數的梯度變化。該模型充分考慮了巖塊系統的早期效應，適用於垂直裂縫發育的底水塊狀油藏（類似草古1油藏）。但應用該模型模擬水平裂縫發育的油藏則會產生較大誤差，因此，在建立裂縫性油藏的數模模型時，必須要抓住油藏的主要特征。
（2）油藏數值模擬模型
圖3為草古1油藏數模模型簡圖。虛線為網格邊界，裂縫在網格內分布形成裂縫網絡，在裂縫中，水驅油過程接近活塞式驅動，數模中應用的油水兩相的相對滲透率曲線呈對角直線關系，較好模擬了裂縫中油水流動特征。巖塊系統是由裂縫所切割的，由小裂縫與其連通的溶蝕孔洞所組成的獨立單元所構成，巖塊之間沒有流體流動。裂縫與巖塊之間存在流體交換。巖塊系統主要靠毛管力作用自吸排油，數模模型中采用毛管力曲線來模擬巖塊的排油過程。
圖2 草古1油藏雙孔單滲模型圖
圖3 草古1油藏數模模型簡圖
2.網格模型
數值模擬中建立網格模型實際上是把油藏劃分成眾多的基本計算單元，每個網格作為壹個均質體出現，利用網格間油藏參數的變化來描述油藏的非均質性。當裂縫油藏非均質性異常嚴重時，大的網格步長會產生大的誤差。理論上，網格劃分的越細，對油藏的描述越逼真，模擬計算結果越精確，同時運算時間也會相應延長，因此，在建立網格模型時選用多大的網格步長和選用什麽類型網格系統是非常重要的。另壹方面，對於裂縫性油藏，在建立網格模型時，為了減小運算誤差，應使網格軸方向與裂縫發育方向壹致。草古1油藏網格模型采用了角點網格技術建立了網格步長為30m左右的網格系統，網格模型X軸方向與主裂縫方向壹致，減小了網格形態對計算結果所產生的誤差。
從歷史擬合情況看，建立的草古1油藏數值模擬模型基本反映了該油藏的實際特征，建立的雙孔單滲模型抓住了該油藏的主要矛盾。
四、草古1油藏開發規律研究
草古1油藏是潛山稠油油藏的開發目前還沒有可借鑒的經驗。對於潛山稀油油藏，國內已有30年的開發歷程，並積累了豐富開發經驗，對草古1油藏的開發應有壹定借鑒作用。選取了開發較為成功的任丘油田及與草古1油藏儲集層類型較為相似的雁翎油田做對比分析。草古1與任丘、雁翎油田在油藏類型上最大的差別是原油性質。從開發效果對比情況看，三個油田的開發效果差別較大。含水80%時，任丘油田采出程度為28%，雁翎油田為12%，而草古1油藏只有6.2%；三個潛山油田含水從40%～80%時階段采出程度為4%～5%，基本無差別；可見草古1油藏開采效果差的原因主要為低含水階段油藏的采出程度太低，含水40%時采出程度僅僅1.02%，而任丘油田為24%，雁翎油田為8%。
1.含水量變化規律
從油藏開發含水量曲線上看，草古1油藏有以下特點：①油井投產後為低含水階段，基本沒有無水采油期；②含水上升快，低含水采油期短。
油井投產後沒有無水采油期，在其他油田是很少見的。從模擬結果來看，這種情況應是草古1油藏的固有特征。產水的原因是由於草古1油藏為特、超稠油，開發初期為短時期的彈性開采階段，油層壓力下降快，原始的油藏平衡條件被打破，引起孔隙收縮與束縛水的膨脹，導致水從不流動狀態變成可流動狀態。同時，高的油水粘度比，導致水的流動能力加劇，反映在油井的含水上則是開采初期即為低含水階段，而在同樣的地質模型中，稀油油藏則很少出現這種情況。利用相同的地質模型，變稠油為30mPa.s的原油，模擬結果為油井投產後含水量為0。
影響油井含水量的另壹原因是底水突破快（低含水采油期短）。如草100－平1井投產1a時間，水錐高度達150m，見底水，反映到油井的含水上則為采油井低含水采油期短、含水量上升迅速。從底水塊狀油藏水錐形成的物理過程分析，油藏的開采效果與原油性質有很大的關系，油水重度差在底水錐進的過程中，起著穩定水錐的作用。草古1油藏原油重度與水相近，在控制水錐高度方面油水重度差所起的作用大大減小，這也是草古1油藏含水上升速度快的壹個重要原因。
2.油水運動規律
草古1油藏開采以底水驅動為主，油水運動情況反映出兩個油水界面和三個油水分布帶的特征。隨著油藏的開采，在近井地帶，底水沿裂縫向井底突進，形成了井底水錐，水錐高度及其變化是影響油井含水量變化的主要因素。水錐高度主要受儲集層條件、布井方式、采液速度、原油性質的影響。在遠井地帶，底水上升在油藏內形成了裂縫系統油水界面和巖塊系統油水界面。數值模擬的三維顯示表明，草古1油藏的油水界面是壹個動態變化的不規則面，其形態受儲集層條件、開采條件的影響。裂縫系統的油水界面是通常所測定的油水界面，其高度和變化主要受采液速度的影響，如果采液速度合理，裂縫系統的油水界面上升速度慢，巖塊系統自吸排油過程充分，可以達到較高的排油效率，取得好的開發效果。
隨著油藏的開采，草古1油藏流體在縱向上具有明顯的分帶性，自上而下依次為含油帶、油水過渡帶和水淹帶。在含油帶內以產油為主；油水過渡帶內油水同出，以產水為主；水淹帶則已失去產油能力。水淹帶的大小主要依賴於儲集層條件和采出體積的大小，而過渡帶的大小則主要取決於采油速度的高低。
通過分析草古1油藏的油水運動過程，可以看出，草古1油藏與其他底水塊狀潛山油藏在底水上升規律方面具有極大的相似性。其近井地帶裂縫發育程度、水錐高度決定油井底水突破時間，為了推遲底水突破時間和控制含水上升，應當控制單井采油速度；遠井地帶裂縫系統油水界面和巖塊系統油水界面的上升速度主要影響驅油效率和開發效果。
3.開發過程的階段性
裂縫性潛山油藏的開發過程有著明顯的階段性。在不同的開發階段，影響開發效果的各種因素所起的作用不同，根據不同開發階段的動態特點和主要矛盾，可以采取相應的綜合調整措施以改善開發效果。根據我國裂縫性潛山油藏的開發實踐，采用綜合考慮產油量和含水變化的方法進行開發階段的劃分比較合理，因為這類油藏的產油量和含水是影響開發過程和開發效果的兩個相互制約的重要因素。綜合考慮產油量和含水變化可以把草古1潛山油藏的開發過程劃分為產量上升（投產階段）、產量下降和低速緩慢遞減三個階段。該油藏在開發過程中基本上不存在高產穩產階段，這與壹些中小型潛山油田（如雁翎、王莊、義和莊油田）在高速開采條件下的開采過程相似。
數值模擬結果表明，草古1油藏第壹開發階段采油量占可采油量的37%，第二階段為50%，第三階段為13%。與壹些中小型潛山油田的開發階段采油量（第壹開發階段采油量占可采油量的14.5%，第二階段為55.7%，第三階段為29.8%）相比，草古1油藏在第三階段采油量偏少。目前草古1油藏已位於第二開發階段的後期，即將進入低速低效開發階段，在這個階段，主要特點是水淹程度高，單位時間的采出油量少，采出水量多，經濟效益低，開發難度也進壹步加大。
4.影響開發效果的因素
裂縫性油藏開發的兩個主要矛盾是如何保持地層壓力和怎樣控制含水上升。對於草古1油藏來說，底水能量充足，地層壓力穩定。下面主要分析怎樣來控制含水的上升。
從布井方式上看，水平井在控制含水量方面比直井具有更大的優越性。水平井低含水采油期比直井長，采油量增加，開發效果明顯好於直井。其原因為是水平井可以鉆遇更多裂縫，平面控制儲量大，生產壓差小，對底水錐進有明顯的抑制作用。
鉆開程度對含水量及開發效果也有比較大的影響（鉆開程度為進山厚度與含油段的比值）。當草古1油藏的鉆開程度為10%～20%時，對開采效果的影響並不大，當鉆開程度大於20%時，開采效果明顯變差，因此，草古1油藏鉆開程度不應大於含油段的20%。
在裂縫性油藏的開發中，采油速度對開發效果的影響是十分明顯的。對於草古1油藏，當單井采液量為10m3/d時，低含水期采出程度為6%；單井液量提高到30m3/d時，低含水期采出程度為1.7%。
5.吞吐開采效果
草古1油藏開采歷史上油井工作制度主要有兩種，蒸汽吞吐和冷采，其中以註蒸汽吞吐開采為主。從註蒸汽吞吐開采的效果來看，並沒有取得明顯的效益，註入蒸汽開井後，沒有明顯的峰值溫度和峰值液量。草古1油藏在有效厚度、凈毛比、孔隙度、儲量豐度等方面沒有達到註蒸汽油藏篩選標準，另壹方面，註蒸汽油藏特別要求沒有強烈的邊底水和油層中沒有明顯的裂縫，而這兩點恰恰是草古1油藏的基本特征。從油藏特征看，草古1油藏對采用熱力采油方式有著明顯的不利因素。
蒸汽註入油層主要起增溫降粘、增加油相滲透率、提高地層壓力增加驅油能量、清除井壁汙染降低井底滲流阻力四個方面的作用。從數模模擬情況看，油藏註入蒸汽後，蒸汽沿裂縫傳播距離遠，加熱半徑大（100～150m），溫度上升幅度小（10～40℃），熱損失嚴重。蒸汽所起得最大作用是清除井壁汙染，降低井底滲流阻力。通過以上分析可以看出，草古1油藏的油藏特征應是造成熱采開采效果不佳的主要原因。
6.剩余油分布規律研究
經過幾年的開發，草古1油藏油水分布已發生了很大的變化。目前，數模區累積采油4×104t，采出程度8.3%。油量主要是從裂縫發育的井段采出，如潛山頂部5m的采出油量占整個采油量的48%。由於底水錐進的作用，底部層采出程度高，已基本失去出油能力，剩余油主要集中在潛山頂部。
裂縫系統與巖塊系統在開采過程中的貢獻不同，巖塊系統儲量30×104t，系統采出程度1.77%；裂縫系統儲量18×104t，系統采出程度19%，采油量占總采油量的87%。從系統貢獻值隨時間變化曲線上來看，裂縫系統的貢獻值在開采初期為90%以上，開采末期的貢獻值也不低於60%，可見裂縫系統是采油的主要對象，它的儲量代表了可采儲量的主體。巖塊系統的貢獻值小是由於它的排油效率低，草古1油藏巖塊系統的排油效率，數模模擬結果為8%，而華北潛山為16%～26%，國外潛山可達30%～40%。
影響巖塊自吸排油效率的因素主要有四個方面：①非均質性；②巖石潤濕性；③油水粘度比；④油藏的開采速度。草古1油藏非均質非常嚴重，巖石潤濕性表現為弱親水性，油水粘度比高，加上開采速度過高，導致了巖塊系統排油效率低，剩余儲量大，但難於開采。
在裂縫系統中，水驅油過程接近於活塞式驅動，含油飽和度變化大，裂縫系統排油效率高。目前的剩余油主要分布潛山頂部，但由於油水界面提高，含油段已由初始的130～220m，減小為目前的30～80m，開采難度越來越大。目前，草古1油藏的油水界面已升至或接近生產井底，驅動方式以底水的垂直驅動為主，在平面上油水流動難以進行，在油藏頂部就形成了連續分布的死油區。由於采用裸眼完井方式，鉆開程度為30%左右，剩余油還是相當可觀的，同時，要想動用這部分剩余油，困難相當大。
五、結論
潛山稠油油藏的開發是壹個新的研究範疇。通過草古1潛山稠油油藏數值模擬研究，取得了壹些重要認識。在建立數值模擬模型方面，要做到正確劃分裂縫系統和巖塊系統及確定其系統參數；正確確定油藏的流動類型；根據油藏類型建立正確的數學模型。在油藏開發規律方面，草古1油藏與國內其他潛山油藏在油水運動規律上具有許多相似的特征，也有著相似的影響因素；另壹方面，草古1油藏高的油水粘度比造成了在開發過程中的特殊性。
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