草古1潜山稠油油藏开采特征数值模拟分析 大家觉得性生活重要吗
秦学杰 戴涛 宋道万 肖席珍
摘要 分析了草古1潜山稠油油藏的地质及开发状况；介绍了在数值模拟研究中建立数模模型所采用的技术方法；研究了该油藏的开发规律及影响因素；揭示了该油藏与国内其他潜山油藏在开发规律方面的异同点。
关键词 草古1潜山 潜山油藏 数值模拟 双孔模型 底水锥进 开发规律
一、引言
近20年来，油藏数值模拟技术在裂缝性潜山稀油油藏的开发中取得了很大发展和广泛应用，关于其技术进展及其应用成果已有许多专著及文章做了论述。但此项技术在建立多重孔隙介质裂缝性潜山油藏地质模型方面一直是一个难题。本文结合草古1潜山裂缝性稠油油藏的开发情况，对潜山油藏的数值模拟方法与开发规律进行了较深入的研究，建立了能够代表草古1潜山油藏的数学模型，取得了一定研究成果。
草古1油藏是一个有效储集层厚度较薄、储集空间发育复杂并受构造、岩性等控制的具有底水的块状裂缝、溶洞型碳酸盐岩体、超稠油油藏 林毅.乐安油田草占1潜山油藏地质综合研究，2000.
二、地质概况及开发简况
草古1潜山碳酸盐岩稠油油藏是广饶潜山油藏带的西北部分，主要含油地层为奥陶系下奥陶统上、下马家沟组，岩性主要为灰岩、豹皮灰岩和白云岩。油藏储集空间以构造裂缝为主，其次为溶孔、溶洞。裂缝具有明显的组系性和方向性，高角度裂缝发育，开启缝和与之相连通的溶洞是油气富集的良好场所。有效储集层主要发育在潜山顶部60m的范围内，储集层类型有缝洞复合型、孔隙裂缝型和微孔微缝型。地面脱气原油粘度为2.0×104～7.0×104mPa.s，属于粘度高、密度大和胶质含量高的特、超稠油。草古1油藏是一块状边、底水潜山油藏，原始油水界面在－950m左右。地质储量740.5×104t。其中，潜山顶部40m地层的储量约占草古1潜山总储量的3/4，储量丰度5.9×104t/(km2·m），属浅层、低丰度稠油油藏。
草古1潜山油藏1997年7月全面投产，至今仅3年时间，综合含水已达85.2%，采出程度低，仅6.6%。由于草古1潜山裂缝性碳酸盐岩储集层的复杂性和特殊性，目前对草古1潜山油藏开采动态所暴露出来的问题没有足够的认识。特别是草古1潜山油藏与我国已经开发的潜山稀油油藏在开发效果上有较大的差别，例如，含水80%时，任丘油田的采出程度28%左右，雁翎油田的采出程度为12%，而草古1油藏仅仅6.2%；在注蒸汽吞吐开采方面，草古1油藏也表现出与砂砾岩稠油油藏不同的特点，基本没有砂砾岩稠油油藏热力采油典型的开采变化特点。针对草古1油藏的以上问题，需要新的认识。
三、数值模拟模型
在数值模拟研究中建立数值模拟模型是基础也是关键的一步。下面着重介绍建立裂缝模型和网格模型所采用的技术和方法。
1.裂缝模型
对于裂缝性潜山油藏的数值模拟研究，目前采用的方法是将油藏的多重孔隙介质简化为双重孔隙介质来处理，即包括裂缝系统和岩块系统。这种建模方法必然会涉及三个关键问题：①正确划分裂缝系统和岩块系统及确定其系统参数；②正确确定两个系统之间的关系；③建立合适的数学模型来描述油藏流体的流动特征。
1）裂缝下限
通常情况下，研究裂缝系统必须分析裂缝宽度变化及确定裂缝系统的裂缝宽度下限。从渗流力学的观点分析，裂缝系统的裂缝宽度下限应当以具备通道条件，即可以忽略毛管力作用的条件来研究确定。
法国Davadant的研究结果表明，具备通道条件的裂缝宽度下限为10μm。
前苏联Smekhov指出，由于分子力作用的结果，在裂缝壁上粘附着厚度为0.16μm的水膜。当裂缝宽度大于10μm时，毛管力作用很小，可以忽略。
伊朗A.Saidi认为，当裂缝宽度为20～30μm时，毛管力作用变的很小，当裂缝宽度为10μm时，毛管力的作用将降低到可以忽略的程度。
根据我国对裂缝系统喉道的研究结果，渤海湾地区碳酸盐岩储集层的裂缝系统喉道下限为10～20μm。
由此，可以初步确定裂缝系统的裂缝宽度下限为10μm。可以把裂缝系统定义为：在油藏条件下，由宽度下限为10μm的裂缝及与其连通的溶洞所组成的裂缝孔隙网络。
从理论上来讲，确定裂缝系统的裂缝宽度下限对于正确地划分裂缝系统和岩块系统是十分必要的，通过实验等手段也是能够实现的，但这只是理论上的划分，对于数值模拟研究来讲这是远远不够的。在数值模拟研究中，不但要正确划分裂缝系统和岩块系统的界限，更重要的是确定裂缝系统的参数，但在目前的技术条件下是很难实现的。例如，在目前技术条件下，裂缝系统的孔隙度，仅通过岩芯分析不可能确定，目前采取的方法是应用录井、生的结果也是不精确的，在数值模拟研究中裂缝系统参数必须作为不确定参数来处理。
2）裂缝系统和岩块系统
草古1油藏储集层的储集空间主要有缝、洞、孔三大类，这三类储集空间的储集－渗流条件差异很大。其中，宽度不同的裂缝与其连通的溶洞是这类油藏的有效储集－渗流空间。
结合草古1油藏地质研究的成果，对裂缝系统和岩块系统的划分及二者关系可作如下论述。
裂缝系统由大、中裂缝及与其连通的溶洞所组成。系统特点是孔隙度低，含油饱和度高，导压能力和流动能力强，连通性好，毛管力作用可以忽略，在较小压差下可达到较高产量，驱油效率高，流体之间的驱替过程主要靠驱动压差进行，重力只有在油藏流体流动速度较低时才起作用。
岩块系统是由小、微裂缝及与其连通的溶蚀孔洞和基质孔隙所组成。其系统孔隙度高，渗流能力差，排油效率低。系统主要靠毛管力作用自吸排油。重力在一定条件下也能起到一定作用。
裂缝系统与岩块系统是相互制约、相互联系的。裂缝系统不只是自身储油和流动的通道，也是岩块系统的自吸排油的通道，二者组成了一个统一的储集－渗流组合体，裂缝系统处于主导地位。
根据草古1油藏地质研究成果和油藏流体流动特征，可以初步确定草古1油藏是一个双孔单渗的流动系统。
3）油藏数值模拟模型
（1）双孔单渗模型
通常采用的双孔单渗模型（图1）。假设裂缝系统是流体流动的主要通道。在岩块之间没有直接的联系，不存在流体的交换。具有低渗、高储存量的岩块系统被认为是裂缝系统的源或汇。在这个模型中，在同一个网格中的裂缝和岩块被认为具有相同的深度，因此，不可能模拟网格内重力驱的作用。另一方面，划分的岩块比较大时，会导致错误的运算结果，尤其在油藏的开发初期阶段，将会因推迟岩块的作用产生错误的模拟结果。利用此模型模拟草古1油藏的开发过程，虽然在描述裂缝系统与岩块系统之间流体流动关系方面是正确的，但因忽略了重力驱的作用，将会产生错误的结果。因此，将草古1油藏的双孔单渗模型进行了改进。
图1 双孔单渗模型图
草古1油藏的双孔单渗模型（图2）充分考虑了重力影响和重力驱机理。在这个模型中，岩块在垂直方向上被细分为几部分，子岩块间在垂直方向上可以进行流体交换，子岩块与裂缝间的流体交换在非垂向上进行。在这个模型中，子岩块与裂缝有着不同的深度，重力所起的作用可以得到体现。当裂缝与岩块进行流体交换时，在岩块内部就形成了压力、饱和度等参数的梯度变化。该模型充分考虑了岩块系统的早期效应，适用于垂直裂缝发育的底水块状油藏（类似草古1油藏）。但应用该模型模拟水平裂缝发育的油藏则会产生较大误差，因此，在建立裂缝性油藏的数模模型时，必须要抓住油藏的主要特征。
（2）油藏数值模拟模型
图3为草古1油藏数模模型简图。虚线为网格边界，裂缝在网格内分布形成裂缝网络，在裂缝中，水驱油过程接近活塞式驱动，数模中应用的油水两相的相对渗透率曲线呈对角直线关系，较好模拟了裂缝中油水流动特征。岩块系统是由裂缝所切割的，由小裂缝与其连通的溶蚀孔洞所组成的独立单元所构成，岩块之间没有流体流动。裂缝与岩块之间存在流体交换。岩块系统主要靠毛管力作用自吸排油，数模模型中采用毛管力曲线来模拟岩块的排油过程。
图2 草古1油藏双孔单渗模型图
图3 草古1油藏数模模型简图
2.网格模型
数值模拟中建立网格模型实际上是把油藏划分成众多的基本计算单元，每个网格作为一个均质体出现，利用网格间油藏参数的变化来描述油藏的非均质性。当裂缝油藏非均质性异常严重时，大的网格步长会产生大的误差。理论上，网格划分的越细，对油藏的描述越逼真，模拟计算结果越精确，同时运算时间也会相应延长，因此，在建立网格模型时选用多大的网格步长和选用什么类型网格系统是非常重要的。另一方面，对于裂缝性油藏，在建立网格模型时，为了减小运算误差，应使网格轴方向与裂缝发育方向一致。草古1油藏网格模型采用了角点网格技术建立了网格步长为30m左右的网格系统，网格模型X轴方向与主裂缝方向一致，减小了网格形态对计算结果所产生的误差。
从历史拟合情况看，建立的草古1油藏数值模拟模型基本反映了该油藏的实际特征，建立的双孔单渗模型抓住了该油藏的主要矛盾。
四、草古1油藏开发规律研究
草古1油藏是潜山稠油油藏的开发目前还没有可借鉴的经验。对于潜山稀油油藏，国内已有30年的开发历程，并积累了丰富开发经验，对草古1油藏的开发应有一定借鉴作用。选取了开发较为成功的任丘油田及与草古1油藏储集层类型较为相似的雁翎油田做对比分析。草古1与任丘、雁翎油田在油藏类型上最大的差别是原油性质。从开发效果对比情况看，三个油田的开发效果差别较大。含水80%时，任丘油田采出程度为28%，雁翎油田为12%，而草古1油藏只有6.2%；三个潜山油田含水从40%～80%时阶段采出程度为4%～5%，基本无差别；可见草古1油藏开采效果差的原因主要为低含水阶段油藏的采出程度太低，含水40%时采出程度仅仅1.02%，而任丘油田为24%，雁翎油田为8%。
1.含水量变化规律
从油藏开发含水量曲线上看，草古1油藏有以下特点：①油井投产后为低含水阶段，基本没有无水采油期；②含水上升快，低含水采油期短。
油井投产后没有无水采油期，在其他油田是很少见的。从模拟结果来看，这种情况应是草古1油藏的固有特征。产水的原因是由于草古1油藏为特、超稠油，开发初期为短时期的弹性开采阶段，油层压力下降快，原始的油藏平衡条件被打破，引起孔隙收缩与束缚水的膨胀，导致水从不流动状态变成可流动状态。同时，高的油水粘度比，导致水的流动能力加剧，反映在油井的含水上则是开采初期即为低含水阶段，而在同样的地质模型中，稀油油藏则很少出现这种情况。利用相同的地质模型，变稠油为30mPa.s的原油，模拟结果为油井投产后含水量为0。
影响油井含水量的另一原因是底水突破快（低含水采油期短）。如草100－平1井投产1a时间，水锥高度达150m，见底水，反映到油井的含水上则为采油井低含水采油期短、含水量上升迅速。从底水块状油藏水锥形成的物理过程分析，油藏的开采效果与原油性质有很大的关系，油水重度差在底水锥进的过程中，起着稳定水锥的作用。草古1油藏原油重度与水相近，在控制水锥高度方面油水重度差所起的作用大大减小，这也是草古1油藏含水上升速度快的一个重要原因。
2.油水运动规律
草古1油藏开采以底水驱动为主，油水运动情况反映出两个油水界面和三个油水分布带的特征。随着油藏的开采，在近井地带，底水沿裂缝向井底突进，形成了井底水锥，水锥高度及其变化是影响油井含水量变化的主要因素。水锥高度主要受储集层条件、布井方式、采液速度、原油性质的影响。在远井地带，底水上升在油藏内形成了裂缝系统油水界面和岩块系统油水界面。数值模拟的三维显示表明，草古1油藏的油水界面是一个动态变化的不规则面，其形态受储集层条件、开采条件的影响。裂缝系统的油水界面是通常所测定的油水界面，其高度和变化主要受采液速度的影响，如果采液速度合理，裂缝系统的油水界面上升速度慢，岩块系统自吸排油过程充分，可以达到较高的排油效率，取得好的开发效果。
随着油藏的开采，草古1油藏流体在纵向上具有明显的分带性，自上而下依次为含油带、油水过渡带和水淹带。在含油带内以产油为主；油水过渡带内油水同出，以产水为主；水淹带则已失去产油能力。水淹带的大小主要依赖于储集层条件和采出体积的大小，而过渡带的大小则主要取决于采油速度的高低。
通过分析草古1油藏的油水运动过程，可以看出，草古1油藏与其他底水块状潜山油藏在底水上升规律方面具有极大的相似性。其近井地带裂缝发育程度、水锥高度决定油井底水突破时间，为了推迟底水突破时间和控制含水上升，应当控制单井采油速度；远井地带裂缝系统油水界面和岩块系统油水界面的上升速度主要影响驱油效率和开发效果。
3.开发过程的阶段性
裂缝性潜山油藏的开发过程有着明显的阶段性。在不同的开发阶段，影响开发效果的各种因素所起的作用不同，根据不同开发阶段的动态特点和主要矛盾，可以采取相应的综合调整措施以改善开发效果。根据我国裂缝性潜山油藏的开发实践，采用综合考虑产油量和含水变化的方法进行开发阶段的划分比较合理，因为这类油藏的产油量和含水是影响开发过程和开发效果的两个相互制约的重要因素。综合考虑产油量和含水变化可以把草古1潜山油藏的开发过程划分为产量上升（投产阶段）、产量下降和低速缓慢递减三个阶段。该油藏在开发过程中基本上不存在高产稳产阶段，这与一些中小型潜山油田（如雁翎、王庄、义和庄油田）在高速开采条件下的开采过程相似。
数值模拟结果表明，草古1油藏第一开发阶段采油量占可采油量的37%，第二阶段为50%，第三阶段为13%。与一些中小型潜山油田的开发阶段采油量（第一开发阶段采油量占可采油量的14.5%，第二阶段为55.7%，第三阶段为29.8%）相比，草古1油藏在第三阶段采油量偏少。目前草古1油藏已位于第二开发阶段的后期，即将进入低速低效开发阶段，在这个阶段，主要特点是水淹程度高，单位时间的采出油量少，采出水量多，经济效益低，开发难度也进一步加大。
4.影响开发效果的因素
裂缝性油藏开发的两个主要矛盾是如何保持地层压力和怎样控制含水上升。对于草古1油藏来说，底水能量充足，地层压力稳定。下面主要分析怎样来控制含水的上升。
从布井方式上看，水平井在控制含水量方面比直井具有更大的优越性。水平井低含水采油期比直井长，采油量增加，开发效果明显好于直井。其原因为是水平井可以钻遇更多裂缝，平面控制储量大，生产压差小，对底水锥进有明显的抑制作用。
钻开程度对含水量及开发效果也有比较大的影响（钻开程度为进山厚度与含油段的比值）。当草古1油藏的钻开程度为10%～20%时，对开采效果的影响并不大，当钻开程度大于20%时，开采效果明显变差，因此，草古1油藏钻开程度不应大于含油段的20%。
在裂缝性油藏的开发中，采油速度对开发效果的影响是十分明显的。对于草古1油藏，当单井采液量为10m3/d时，低含水期采出程度为6%；单井液量提高到30m3/d时，低含水期采出程度为1.7%。
5.吞吐开采效果
草古1油藏开采历史上油井工作制度主要有两种，蒸汽吞吐和冷采，其中以注蒸汽吞吐开采为主。从注蒸汽吞吐开采的效果来看，并没有取得明显的效益，注入蒸汽开井后，没有明显的峰值温度和峰值液量。草古1油藏在有效厚度、净毛比、孔隙度、储量丰度等方面没有达到注蒸汽油藏筛选标准，另一方面，注蒸汽油藏特别要求没有强烈的边底水和油层中没有明显的裂缝，而这两点恰恰是草古1油藏的基本特征。从油藏特征看，草古1油藏对采用热力采油方式有着明显的不利因素。
蒸汽注入油层主要起增温降粘、增加油相渗透率、提高地层压力增加驱油能量、清除井壁污染降低井底渗流阻力四个方面的作用。从数模模拟情况看，油藏注入蒸汽后，蒸汽沿裂缝传播距离远，加热半径大（100～150m），温度上升幅度小（10～40℃），热损失严重。蒸汽所起得最大作用是清除井壁污染，降低井底渗流阻力。通过以上分析可以看出，草古1油藏的油藏特征应是造成热采开采效果不佳的主要原因。
6.剩余油分布规律研究
经过几年的开发，草古1油藏油水分布已发生了很大的变化。目前，数模区累积采油4×104t，采出程度8.3%。油量主要是从裂缝发育的井段采出，如潜山顶部5m的采出油量占整个采油量的48%。由于底水锥进的作用，底部层采出程度高，已基本失去出油能力，剩余油主要集中在潜山顶部。
裂缝系统与岩块系统在开采过程中的贡献不同，岩块系统储量30×104t，系统采出程度1.77%；裂缝系统储量18×104t，系统采出程度19%，采油量占总采油量的87%。从系统贡献值随时间变化曲线上来看，裂缝系统的贡献值在开采初期为90%以上，开采末期的贡献值也不低于60%，可见裂缝系统是采油的主要对象，它的储量代表了可采储量的主体。岩块系统的贡献值小是由于它的排油效率低，草古1油藏岩块系统的排油效率，数模模拟结果为8%，而华北潜山为16%～26%，国外潜山可达30%～40%。
影响岩块自吸排油效率的因素主要有四个方面：①非均质性；②岩石润湿性；③油水粘度比；④油藏的开采速度。草古1油藏非均质非常严重，岩石润湿性表现为弱亲水性，油水粘度比高，加上开采速度过高，导致了岩块系统排油效率低，剩余储量大，但难于开采。
在裂缝系统中，水驱油过程接近于活塞式驱动，含油饱和度变化大，裂缝系统排油效率高。目前的剩余油主要分布潜山顶部，但由于油水界面提高，含油段已由初始的130～220m，减小为目前的30～80m，开采难度越来越大。目前，草古1油藏的油水界面已升至或接近生产井底，驱动方式以底水的垂直驱动为主，在平面上油水流动难以进行，在油藏顶部就形成了连续分布的死油区。由于采用裸眼完井方式，钻开程度为30%左右，剩余油还是相当可观的，同时，要想动用这部分剩余油，困难相当大。
五、结论
潜山稠油油藏的开发是一个新的研究范畴。通过草古1潜山稠油油藏数值模拟研究，取得了一些重要认识。在建立数值模拟模型方面，要做到正确划分裂缝系统和岩块系统及确定其系统参数；正确确定油藏的流动类型；根据油藏类型建立正确的数学模型。在油藏开发规律方面，草古1油藏与国内其他潜山油藏在油水运动规律上具有许多相似的特征，也有着相似的影响因素；另一方面，草古1油藏高的油水粘度比造成了在开发过程中的特殊性。
主要参考文献
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正常的夫妻生活频率是多少？~
夫妻双方在性生活面达成一致，而不拘泥于固定模式。一般科学的说法是“性爱频率=年龄的首位数×9”。
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非常重要。性爱是爱情的三大要素之一。
1、爱情的定义
爱情是一对男女在特定社会条件下相互爱慕，渴望共同生活和希望白头偕老的美好情感。爱情是性爱（生理）、情爱（心理）和关爱（伦理）的有机统一：
男女之间仅有关爱是友情，男女之间仅有性爱是色情。思想政治教育既要提醒情窦初开的人不要“误把友情当爱情”，也要劝导移情别恋的人不要“错把色情当爱情”。
2、爱情的本质
爱情既不是自私的，也不是无私的，而是互利的；用公式简略表达即：①爱情≠自私的；②爱情≠无私的；③爱情＝互利的。
思政课要帮助青年学生树立科学的爱情、婚姻和家庭观，别相信著名演员张国立的台词：“在一个屋檐下生活久了，难免产生审美疲劳。”要倾听革命诗人郭小川的箴言：“战士自有战士的爱情，忠贞不渝，新美如画。”
太平油田岩性地层超覆油藏
答：对馆陶组稠油油藏的分布、开采特征认识不清,导致地质储量无法动用,储量优势无法转化为产能优势,1987 ～2000 年,太平地区的油气勘探、开发基本处于停止状态,连续 14 年没有实施 1 口新探井,出现了太平地区储量计算偏大、资源潜力被夸大的...
海上石油是如何开采的?
答：与构造形变有关,洞隙往往与古岩溶有关.空隙的大小、分布和连通情况,影响油气的流动,决定着油气开采的特征(见石油...(见油藏数值模拟),试验和开发了除注水以外提高石油采收率的新技术;④以喷射钻井和平衡钻井为基础的优化钻井技术迅速...
中国的油气藏分布及其特点
答：中国大中型油田主要分布在裂谷型盆地中,大中型油田主要分布在克拉通盆地和山前盆地中;陆相生烃岩是中国大中型油气田的主要生烃岩,生烃岩从早古生代到新生代都有,南中国海和东中国海的古近系和新近系,中国北方的侏罗系和石炭系--二叠...
不同的构造部位有不同的油气分布特征
答：1.地质特征 凹陷中央构造带,主要发育有拱张背斜带、潜山构造带、隆起构造带和盐拱构造带4种有代表性的构造带。这些构造带往往一侧或两侧发育有同生大断裂,构造圈闭发育,常常发育有潜山、披覆背斜、盐拱背斜、逆牵引背斜、断鼻、断块等...
典型凹陷的输导系统特征
答：如任西断层断距为3000m,饶阳凹陷沙二、三段主力生油层生成的油气沿断层垂向运移至潜山圈闭,另外断层活动使得沙一段与雾迷山组对接,成熟烃源岩生成的油气可直接进入储层,最终形成任丘潜山油藏。 另外受潜山古地貌特征影响,第三系地层由...
枣北孔一段油藏地质模型的建立
答：枣北孔一段枣-Ⅱ油组油藏地质模型的主要特点是:储层以冲积扇辫状河道沙体为主,为高孔特高渗储层,原油性质以重质稠油为主,非均质性严重,圈闭类型是被断层复杂化的地堑式断鼻构造,断层多、断块面积小的断块圈闭发育,以断块油藏为...
断褶山型储层特征
答：桩西下古生界基岩潜山储层的类型共有5种,它们是大缝大洞型、裂缝孔隙型、孔隙裂缝型、裂缝型和晶间孔隙。 (1)大缝大洞型:孔隙以溶蚀孔、洞、缝及未完全充填的孔洞、缝为主,以构造应力下产生的大缝、细缝为喉道,二者构成了良好的...
断陷盆地油气聚集模式及其动力学特征
答：因此,其结构为新第三系明化镇组地层直接覆盖于残丘潜山之上(图6),而且无披覆背斜构造特征,残丘潜山构造埋藏浅(<1000m),远离油源,又由于边缘氧化或次生运移,可形成中小型潜山稠油油藏(如广饶潜山稠油藏),同时在明化镇组又形成了“...
雅克拉-轮台油气区块油气分布特点及主要控制因素
答：1—登记区块;2—油藏;3—气藏;4—钻井;5—侵入岩体;6—断层;7—含油气系统 1.2 油气田(藏)纵向分布 雅-轮区块在前震旦系、震旦系、寒武系、奥陶系、石炭系、侏罗系及下白垩统卡普沙良群、上白恶统—老第三系、中新统苏维依组...
埕北古4井区中深层储集层预测及开发对策
答：摘要 针对埕北古4井区东营组油藏特有的地质特征,在深入分析埕岛油田东营组相似区块开发经验的基础上,应用储集层预测技术、数值模拟方法以及初步的经济评价,对该井区的储集层分布进行了预测;对其关键开发技术政策进行了优化研究;并以此为...
