薄層強(qiáng)底水多韻律層砂巖油藏高精細(xì)數(shù)值模擬研究
——以塔河9區(qū)下油組油藏為例

劉學(xué)利，鄭小杰，竇蓮，謝爽，彭小龍，朱蘇陽

（1.中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆烏魯木齊 830011；2.中國石化碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，新疆烏魯木齊 830011；3.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都 610500）

高精細(xì)數(shù)值模擬技術(shù)是解決砂巖油藏中后期精細(xì)化挖潛和提高采收率方法驗(yàn)證的有效手段[1?4]。近年來，隨著計(jì)算能力的增加和并行計(jì)算效率的提高，在不粗化的地質(zhì)模型上直接開展數(shù)值模擬研究的期望得以實(shí)現(xiàn)[5?7]。不粗化的地質(zhì)模型不僅保留了最精細(xì)的地質(zhì)信息，還保留了原始的物性參數(shù)級差等地質(zhì)信息序列，對高精度的油藏?cái)?shù)值模擬具有重要意義[8?12]。

塔河9 區(qū)三疊系下油組油藏屬于強(qiáng)底水薄層砂巖油藏[13]，開發(fā)20 多年，目前油藏壓力平均下降不到1 MPa，充足的底水能量使得油藏下部沖刷較為完善[14]，但油藏的橫向波及效果差[15]。另外，該油藏油柱高度小于10 m，可以分為4 個(gè)小型的正韻律層[16?17]，每個(gè)韻律層間的低滲層形成了類似擋水隔層的作用[18]，油藏生產(chǎn)過程中出現(xiàn)了大量的單隔板和多個(gè)隔板導(dǎo)致的底水繞流現(xiàn)象。多韻律層和強(qiáng)底水的特點(diǎn)導(dǎo)致了該油藏的水淹規(guī)律復(fù)雜，薄層的特點(diǎn)則導(dǎo)致了高精細(xì)網(wǎng)格的需求，這些特點(diǎn)反映了常規(guī)數(shù)值模擬技術(shù)難以對該油藏的生產(chǎn)過程進(jìn)行準(zhǔn)確描述，也無法對提高采收率方式進(jìn)行預(yù)測。

研究以塔河9區(qū)三疊系下油組油藏為例，介紹了不粗化地質(zhì)模型背景下的高精細(xì)數(shù)值模擬技術(shù)，通過高精度的油藏歷史擬合研究，并對提液以及注氣增產(chǎn)措施進(jìn)行模擬預(yù)測，與現(xiàn)場生產(chǎn)效果保持了高度的一致性，克服了常規(guī)數(shù)值模擬存在的問題，進(jìn)一步指導(dǎo)了塔河9 區(qū)三疊系下油組油藏注氣增產(chǎn)及高效開發(fā)。

1 塔河9區(qū)下油組開發(fā)現(xiàn)狀以及常規(guī)擬合的問題

1.1 開發(fā)現(xiàn)狀

塔河油9 區(qū)三疊系下油組油藏S95 井區(qū)與TK918 井區(qū)合計(jì)探明含油面積10.2 km2，原油地質(zhì)儲量844.6×104t。截至2014年9月底，累計(jì)產(chǎn)油193.65×104t，采出程度22.9 %。盡管總體開發(fā)效果較好，生產(chǎn)仍存在如下問題：

1）儲層縱向非均質(zhì)性較強(qiáng)，各油層段動(dòng)用不均

據(jù)本區(qū)縱向取心井段較全的S?a 井和S100 井滲透率表明：下段平均滲透率（121.0～136.3）×10?3μm2，上段平均滲透率（445.45～766.49）×10?3μm2，層內(nèi)滲透率差異性較大，具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性；下段上部滲透度變異系數(shù)0.965，非均質(zhì)程度嚴(yán)重。各層段采出狀況差異大，儲量動(dòng)用不均。

2）儲層橫向變化快，連通性復(fù)雜

本區(qū)下油組沉積環(huán)境相對穩(wěn)定，儲層較厚，平面分布范圍較廣，物性參數(shù)平面變化較為平穩(wěn)，從不同井點(diǎn)下油組平均滲透率值來看，平面滲透率級差達(dá)到了4.99，顯示了平面上具有一定的非均質(zhì)性，而縱向滲透率極差達(dá)到923，顯示了較強(qiáng)的非均質(zhì)性。

3）夾層分布復(fù)雜

前期研究中，下油組儲層中共識別出3 套，共20余個(gè)對開發(fā)有影響的夾層（圖1）。本區(qū)最大的難點(diǎn)是夾層的類型為物性夾層，即夾層本身并非完全的泥質(zhì)擋水層，僅僅是由滲透率級差導(dǎo)致的擋水作用。該區(qū)塊共有35 口井鉆遇了夾層。各夾層分布位置、規(guī)模等均有不同。由于夾層的存在，底（邊）水侵入路線及規(guī)模也受到影響。

圖1 塔河9區(qū)下油組物性夾層統(tǒng)計(jì)成果Fig.1 Results of physical property barriers in Lower Oil Formation of 9th block of Tahe Oilfield

4）水淹情況不均勻、開發(fā)調(diào)整難度大

9區(qū)驅(qū)動(dòng)類型為天然底水驅(qū)為主，有夾層遮擋的區(qū)域底水錐進(jìn)受到夾層抑制，造成平面上水淹狀況不均勻；油藏水淹形式以局部底水不均勻錐進(jìn)為主，強(qiáng)水淹區(qū)呈點(diǎn)狀零散分布。水驅(qū)開發(fā)后期剩余油預(yù)測難度較大，剩余油挖潛及調(diào)整難度大。

1.2 常規(guī)數(shù)值模擬存在的問題

常規(guī)數(shù)值模擬技術(shù)，通常要對地質(zhì)模型進(jìn)行粗化，而粗化的過程雖然不會改變地質(zhì)信息的序列，但是會明顯改變物性的級差，弱化模型的非均質(zhì)性。然而，這種粗化后的網(wǎng)格，在較大的生產(chǎn)壓差條件下，通常會被底水擊穿，從而無法起到擋水的作用，高滲導(dǎo)流的效果也沒有那么明顯，最終，淹沒部分擋水隔層和高滲層在油藏生產(chǎn)過程中起到的作用。

以S?a井為例，在沒有進(jìn)行任何歷史擬合操作的時(shí)候，在未粗化地質(zhì)模型上直接進(jìn)行模擬，模擬數(shù)據(jù)雖然并沒有完全符合產(chǎn)液量的數(shù)值，但是含水上升趨勢基本一致（圖2a）。在此模型上，僅僅將縱向網(wǎng)格從0.15 m 粗化至0.90 m，進(jìn)行數(shù)值模擬之后，可以發(fā)現(xiàn)模擬的產(chǎn)水量已經(jīng)呈現(xiàn)明顯的底水暴性水淹規(guī)律（圖2b），這是因?yàn)榇只蟮木W(wǎng)格，不再具有高滲層導(dǎo)水或是低滲層隔水的作用，底水在模型中形成了較為完整的水錐，導(dǎo)致了常規(guī)的底水上升規(guī)律。

圖2 S-a井在兩種網(wǎng)格尺寸下的產(chǎn)水模擬Fig.2 Water content simulation under two grid sizes of Well-S-a

對于常規(guī)的油藏?cái)?shù)值模擬而言，0.9 m 的縱向網(wǎng)格厚度已經(jīng)非常精細(xì)。然而現(xiàn)場產(chǎn)水量說明S?a 井與底水之間，存在明顯的擋水層，形成了明顯的繞流效應(yīng)。因此，常規(guī)模擬方法，受限于網(wǎng)格精度導(dǎo)致的流動(dòng)現(xiàn)象描述精度，如果強(qiáng)行進(jìn)行歷史擬合，只能最大程度地對底水上升進(jìn)行等效模擬。此時(shí)，模型在生產(chǎn)后期，難以再次等效提液或是注氣過程中的流場狀態(tài)。綜上所述，常規(guī)數(shù)值模擬技術(shù)已難以解決此類問題，需要引入高精細(xì)數(shù)值模擬方法進(jìn)行研究。

2 高精細(xì)數(shù)值模擬技術(shù)流程

塔河9 區(qū)下油組40 余口生產(chǎn)井的數(shù)值模擬中，建立10 m×10 m×0.15 m 的網(wǎng)格，共693.23 萬個(gè)。為了快速計(jì)算，研究采用商業(yè)數(shù)值模擬軟件tNavigator中的GPU 計(jì)算技術(shù)，在工作站配置為RTX6000 計(jì)算卡（顯存24 GB，顯存位寬384 bit）和雙路W?3175X處理器（28 核56 線程，3.8 GHz），以及128 GB 內(nèi)存的計(jì)算帶寬的條件下，模擬20 a生產(chǎn)需要5.5 h。

高精細(xì)數(shù)值模擬的關(guān)鍵在于高精細(xì)數(shù)值模型，高精細(xì)數(shù)值模擬首先體現(xiàn)在網(wǎng)格精細(xì)程度上，對于地質(zhì)模型中的網(wǎng)格系統(tǒng)進(jìn)行平面和縱向、油藏和水體網(wǎng)格進(jìn)行粗化測試，測試發(fā)現(xiàn)油藏中的網(wǎng)格平面粗化和縱向粗化都會明顯改變油井的產(chǎn)水動(dòng)態(tài)。因此，在高精度數(shù)值模擬研究中，該模型的油藏網(wǎng)格不能進(jìn)行粗化。在網(wǎng)格和屬性模型的基礎(chǔ)上，通過實(shí)驗(yàn)以及油藏工程方法，設(shè)置油藏的水體參數(shù)以及相滲曲線等參數(shù)。

2.1 可動(dòng)水模擬技術(shù)

塔河9區(qū)油藏屬于中孔高滲砂巖油藏，同類型巖石的毛管壓力和穩(wěn)態(tài)相滲表明，巖石的束縛水飽和度通常在20%～30%左右，然而油藏初始含水飽和度高達(dá)40%，說明油藏初期存在可動(dòng)水。油田生產(chǎn)過程中，部分生產(chǎn)井在生產(chǎn)初期（一周內(nèi)）即見水，說明油藏中確實(shí)存在可動(dòng)水的影響，需要在模型中進(jìn)行針對性模擬。

常規(guī)數(shù)值模擬方法通常采用端點(diǎn)校正，或是在油藏中部設(shè)置零星解析水體的方式，這種方法可以等效早期產(chǎn)水，但難以表征油藏中的油水分布以及中后期的沖刷倍數(shù)。在高精細(xì)數(shù)值模擬研究中，可以采取適當(dāng)放大毛管壓力曲線并降低束縛水飽和度的方式，使得模型既通過零平衡檢查，保持地質(zhì)模型中初始含水飽和度不變，同時(shí)在模擬初期存在可動(dòng)水（在生產(chǎn)壓差大于毛管壓力后，被毛管壓力固定的水變?yōu)榭蓜?dòng)水），以擬合油藏初期的層內(nèi)水產(chǎn)量。

2.2 單一隔板繞流模擬技術(shù)與多重隔板繞流技術(shù)

塔河9區(qū)下油組油藏多數(shù)井生產(chǎn)過程中，并沒有出現(xiàn)底水暴性水淹的動(dòng)態(tài)，而是類似于邊水的階梯式上升，這種現(xiàn)象主要來自韻律層之間低滲層的擋水作用。在常規(guī)數(shù)值模擬內(nèi)，通常采用人工打隔板，或者調(diào)低油井下方滲透率的方式進(jìn)行擬合。這種擬合方式?jīng)]有充分的理論依據(jù)，且會破壞模型中的地質(zhì)信息序列。地質(zhì)信息序列指高滲和低滲的序列關(guān)系，地質(zhì)模型中，某一層的滲透率序列是絕對準(zhǔn)確的，但是滲透率絕對值則不一定準(zhǔn)確，是可以調(diào)整的，但不能改變地質(zhì)序列，即高滲仍然是高滲，低滲仍然是低滲，但是高滲或是低滲的程度可以修改。

因此，在高精細(xì)的地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，低滲擋水層的位置是明確的，而擋水層的展布情況是不確定的。在高精度歷史擬合過程中，隔層的分布大小可以進(jìn)行調(diào)整。模型中僅僅通過傳導(dǎo)率調(diào)整的方式，調(diào)整單井落實(shí)的低滲擋水的展布大小，不再對另外的參數(shù)進(jìn)行調(diào)整。針對9 區(qū)特殊的強(qiáng)底水多隔層的流動(dòng)特點(diǎn)，可以僅僅對隔夾層的大小進(jìn)行調(diào)整，以實(shí)現(xiàn)單重隔板和多重隔板對底水的繞流模擬，實(shí)現(xiàn)高精度的歷史擬合研究。

2.3 動(dòng)態(tài)相滲技術(shù)

實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場研究均已證實(shí)，砂巖的相滲曲線在長期沖刷之后，會發(fā)生變化，即相滲隨著過水倍數(shù)改變。由于底水能量較強(qiáng)，9 區(qū)的過水倍數(shù)較大，以網(wǎng)格體系為例，平均沖刷倍數(shù)在362 倍，同一口井前期和后期的油水相滲規(guī)律發(fā)生的明顯的變化。因此，需要采用動(dòng)態(tài)相滲方法進(jìn)行擬合中后期產(chǎn)水規(guī)律。

模型中的高過水倍數(shù)是網(wǎng)格尺寸過小導(dǎo)致的，目前對于PV 數(shù)的尺度升級方法，研究尚不完善，也沒有對9區(qū)的巖心進(jìn)行過長期沖刷相滲實(shí)驗(yàn)。因此，歷史擬合過程中，只能選取典型井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，通過產(chǎn)油量、產(chǎn)水量和井底流壓的關(guān)系，通過穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能公式反演不同開發(fā)階段的相滲曲線（圖3）。

圖3中的相滲曲線由穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能方程反演得到，由于9 區(qū)底水能量強(qiáng)，油井基本以穩(wěn)態(tài)條件生產(chǎn)，通過生產(chǎn)歷史反演得到的動(dòng)態(tài)相滲準(zhǔn)確度較高。利用tNavigator 的相關(guān)算法進(jìn)行該油藏的動(dòng)態(tài)相滲的計(jì)算，可以在SCHEDULE 文件中補(bǔ)充了動(dòng)態(tài)相滲的計(jì)算方法。

圖3 塔河9區(qū)油藏動(dòng)態(tài)反演動(dòng)態(tài)相滲數(shù)據(jù)Fig.3 Dynamic relative permeability using production history in 9th block of Tahe Oilfield

3 結(jié)果與討論

3.1 高精細(xì)歷史擬合效果

圖4a 為未采用可動(dòng)水條件技術(shù)的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，采用油藏工程計(jì)算得到的水體倍數(shù)可以較好地?cái)M合中后期的產(chǎn)水特征，但是早期的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)并沒有很好的擬合。采取可動(dòng)水調(diào)整技術(shù)后，通過毛管壓力的設(shè)置，導(dǎo)致油藏中存在12.8%的可動(dòng)水飽和度，油藏的前期產(chǎn)水得到了較好的擬合（圖4b）。

圖4 可動(dòng)水調(diào)節(jié)技術(shù)在9區(qū)產(chǎn)水?dāng)M合中的應(yīng)用Fig.4 Application of movable water technique in history matching of water production in 9th block of Tahe Oilfield

此時(shí)，生產(chǎn)中期的產(chǎn)水量出現(xiàn)較大偏差，因此，對每口井的生產(chǎn)情況進(jìn)行精細(xì)化擬合。以S?a 井為例，該井本身落實(shí)一層0.15 m 厚的低滲擋水層，然而不論如何調(diào)整該擋水層的大小，均難以實(shí)現(xiàn)歷史擬合（圖5a）。因此，考慮S?a井的底水上升路線上并不只存在一個(gè)擋水層，從鄰井TK?a 井處可以落實(shí)一條僅有0.15 m 厚度的低滲擋水層，通過調(diào)整S?a 井和TK?a 井落實(shí)的兩個(gè)低滲層的展布，則可以將S?a 井的擬合程度提高至92.2%（圖5b）。

圖5 多重隔板繞流技術(shù)在S-a產(chǎn)水歷史擬合中的應(yīng)用Fig.5 Application of multi-barrier setting in history matching of water production in 9th block of Tahe Oilfield

因此，S?a井的水淹過程可以表現(xiàn)為兩條擋水層對底水的繞流作用，產(chǎn)生了早期見水后，產(chǎn)水維持穩(wěn)定，后期才快速突破的接替式底水上升模式。在精細(xì)化調(diào)整每口井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)后，對油藏整體采用動(dòng)態(tài)相滲模擬方式，將圖4的動(dòng)態(tài)相滲曲線應(yīng)用于油藏?cái)?shù)值模擬，結(jié)合3種歷史擬合技術(shù)，得到了較好的擬合效果（圖6），油藏的整體產(chǎn)量曲線擬合程度達(dá)到95.23%，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過常規(guī)數(shù)值模擬方法可以達(dá)到的指標(biāo)。

圖6 動(dòng)態(tài)相滲技術(shù)在9區(qū)產(chǎn)水?dāng)M合中的應(yīng)用Fig.6 Application of dynamic relative permeability technique of water production in 9th block of Tahe Oilfield

3.2 現(xiàn)場措施驗(yàn)證與機(jī)理研究

1）提液增產(chǎn)

由于油藏物性條件較好，且能量充足，因此，塔河9 區(qū)下油組油藏廣泛進(jìn)行了提液措施，以降低油井的含水率，提高底水的波及效率，然而提液作業(yè)在9 區(qū)油藏的應(yīng)用效果并不統(tǒng)一。根據(jù)提液有效井和圖1夾層位置的統(tǒng)計(jì)分析可知，生產(chǎn)井下方存在夾層，或者井附近存在封閉斷層的井，提液可以取得較好的效果。這是由于滲流阻隔層，放大了提液對主流線的擴(kuò)散作用（圖7）。

圖7 TK-d井提液前后的流線分布情況Fig.7 Steam line distribution of Well-TK-d before and after rate enhancement

以TK?d井為例，該井下方存在低滲隔層（圖7a），2009年10月進(jìn)行提液作業(yè)。提液前（2009年8月），從水平井的橫剖面看，主流線繞過擋水隔板，由底水進(jìn)入油井（圖7b）；提液后僅一個(gè)月（2009年11月），主流線由于擋水隔板的作用，流線擴(kuò)散效果非常明顯，波及效果明顯增加（圖7c）。

由此可知，高精細(xì)數(shù)值模擬研究可以通過保留精細(xì)的地質(zhì)信息序列，從而準(zhǔn)確地表征擋水層的存在，預(yù)測油井提液的明顯效果，尤其是薄層低滲段對底水上升的繞流作用，這是常規(guī)數(shù)值模擬方法難以實(shí)現(xiàn)的。

2）注氣增產(chǎn)

TK?e 于平均日注氣量為4.8×104m3，3 個(gè)月累計(jì)注氣量為363.53×104m3，累計(jì)伴水5 546.25 m3，但是鄰井尚未見效。在常規(guī)數(shù)值模擬研究中，注氣3個(gè)月鄰井沒有見效，則說明井間連通性較差。然而，通過高精細(xì)數(shù)值模擬研究，發(fā)現(xiàn)TK?e 井注氣之所以尚未見效，是因?yàn)榈谝豁嵚啥魏偷诙嵚啥沃g的一個(gè)薄夾層導(dǎo)致的（圖8a），該夾層使得注入氣體一分為二，分別在第一韻律段和第二韻律段進(jìn)行驅(qū)替。

然而TK?e 井組中，一口注氣井、四口受效井，而且受效井都是水平井，所以第一韻律段難以形成有效驅(qū)替壓差，波及效果較差。圖8b表明開始注氣時(shí)，注入的氣體主要進(jìn)入水平段后部所在的第二韻律層，并形成橫向驅(qū)替。注氣3 個(gè)月后，第二韻律段的氣體已經(jīng)形成了波及，但是第一韻律段的氣體，由于生產(chǎn)壓差問題，波及效率較差。注入氣體總量的62.4 %進(jìn)入水平段后部的第二韻律段，延遲了受效時(shí)間。

圖8 TK-e井注氣過程問題分析Fig.8 Analysis of problems in gas injection process of Well-TK-e

在高精細(xì)數(shù)值模擬計(jì)算中，該井組的各井間連通性較好，連續(xù)注氣條件下，鄰井受效時(shí)間最快為TK?f井，需要6個(gè)月的時(shí)間方可見效。

3.3 高精細(xì)油藏?cái)?shù)值模擬的意義和價(jià)值

油藏?cái)?shù)值模擬研究中，數(shù)值模型的精度很大程度上受到地質(zhì)模型的精度控制。縱向上，數(shù)值模型的精度受限于測井解釋的精度，因此，網(wǎng)格精度的上限就是0.125～0.15 m；平面上，數(shù)值模型受限于地質(zhì)以及沉積微相的解釋精度，因此，模擬所采用的網(wǎng)格尺寸基本屬于高精度數(shù)值模型的上限。

常規(guī)數(shù)值模擬中粗化后的地質(zhì)模型，與原地質(zhì)模型擁有相同的物性分布規(guī)律，然而粗化后的模型會極大地影響原地質(zhì)模型中級差參數(shù)。高精度的數(shù)值模型，儲層的非均質(zhì)性極強(qiáng)，儲層物性的級差接近油藏真實(shí)情況；越低精度的數(shù)值模型，在粗化之后，非均質(zhì)性越弱，儲層物性的級差減小。因此，在常規(guī)數(shù)值模擬中，注入流體通常驅(qū)替前緣較為均勻，底水錐進(jìn)過程中，水錐形態(tài)較為規(guī)整（圖9a）。水錐形態(tài)和油藏工程中的解析模型基本保持一致，這是典型的壓力場控的結(jié)果。

在高精細(xì)數(shù)值模擬研究中，水錐不再是錐進(jìn)、舌進(jìn)或是脊進(jìn)，而是受到明顯的物性參數(shù)控制，呈現(xiàn)縱向高滲竄進(jìn)的特征。以TK?g 和TK?h 井的數(shù)值模擬為例，前人的研究對TK?g 井的底水上升規(guī)律進(jìn)行了模擬研究，底水呈現(xiàn)明顯的水脊上升規(guī)律（圖9a），這是明顯的壓力場控制流動(dòng)場的體現(xiàn)。而在高精度數(shù)值模擬研究中，塔河9區(qū)下油組油藏的多數(shù)水平井呈現(xiàn)明顯的點(diǎn)出水的特征（圖9b），流動(dòng)場受到參數(shù)場的控制效果更加突出?，F(xiàn)場堵水作業(yè)說明，常規(guī)油藏的水平井堵水效果通常較差，但是9區(qū)的一部分水平井堵水效果極佳。這是由于這些水平井的產(chǎn)水模式，是以參數(shù)場控為主，底水沿著高滲通道進(jìn)入水平井，在水平段形成了“點(diǎn)出水”的效果（圖9b），因此，堵水效果遠(yuǎn)遠(yuǎn)好于其他油藏。

圖9 TK-g井和TK-h井底水上升特征對比Fig.9 Rising regulation compare of bottom water in Well-TK-g and Well-TK-h

由于高精細(xì)數(shù)值模擬研究中，數(shù)值模型保留了最原始的滲透率級差，導(dǎo)致了油藏中0.15 m 的低滲夾層就可以有效延緩底水侵入，同時(shí)，0.15 m 的高滲層也可以導(dǎo)致注入氣體的提前氣竄。以CO2注入數(shù)值模擬為例，前期的實(shí)驗(yàn)研究表明，CO2在塔河9 區(qū)下油組的溫度壓力條件下可以形成超臨界的混相驅(qū)替，超臨界條件下的CO2密度高于原油，低于地層水。當(dāng)注入井（TK?i井）附近孔滲條件較為均勻時(shí)，CO2沉入油藏的中下部位，可以較為均勻的驅(qū)替油藏中部分的富集剩余油（圖10a）。當(dāng)注入井（TK?j 井）附近非均質(zhì)性較強(qiáng)，滲透率級差較大時(shí)，CO2在油藏的中下部位沿著高滲通道竄進(jìn)（圖10b）。超臨界的CO2流動(dòng)特征接近氣體，但是密度更接近液體，因此，高滲層的氣竄極大地降低了CO2的驅(qū)替效果，油藏的物性場顯著影響了注入氣體的流動(dòng)通道。

圖10 TK-i井和TK-j井CO2注入特征對比Fig.10 Compare of CO2 injection regulation between Well-TK-i and Well-TK-j

綜上可知，高精度數(shù)值模型是高精細(xì)數(shù)值模擬研究的地質(zhì)基礎(chǔ)，其重要意義不僅在于數(shù)值模型保留最精細(xì)的地質(zhì)信息，還在于流場主控因素的轉(zhuǎn)變。在高精細(xì)數(shù)值模擬研究中，油藏流動(dòng)的主控因素從壓力場控，明顯轉(zhuǎn)變?yōu)閴毫龊臀镄詤?shù)場協(xié)同控制，從而可以更加準(zhǔn)確地預(yù)測增產(chǎn)措施在油藏中應(yīng)用的效果。

4 結(jié)論

通過早期可動(dòng)水模擬、單一隔板繞流和多重隔板繞流以及動(dòng)態(tài)相滲3 項(xiàng)技術(shù)進(jìn)行油藏歷史擬合研究，并對提液、注氣增產(chǎn)措施以及水平井見水情況進(jìn)行模擬預(yù)測，得到如下結(jié)論：

1）常規(guī)數(shù)值模擬方式難以應(yīng)用于9區(qū)的歷史擬合研究，在高精度的地質(zhì)模型基礎(chǔ)上，繞流模擬技術(shù)使得歷史擬合過程中的地質(zhì)信息序列得到了最大程度的保留，僅通過調(diào)整隔層的大小，就可以滿足復(fù)雜底水上升規(guī)律的擬合；而動(dòng)態(tài)相滲技術(shù)可以有效擬合中后期油藏的產(chǎn)水規(guī)律。

2）在高精細(xì)數(shù)值模擬過程中，現(xiàn)場提液效果由生產(chǎn)井附近的擋水層決定，擋水層的存在使得提液措施顯著強(qiáng)化了主流線的擴(kuò)散作用，而沒有擋水層的油井提液，效果則僅僅是增加流速改變相滲，沒有對波及效率起到顯著的影響。

3）在高精細(xì)數(shù)值模擬過程中，現(xiàn)場注氣效果得到了精細(xì)的表征，水平井和直井穿過的薄夾層不僅分隔了注氣量，與臨井的注采關(guān)系也分隔了生產(chǎn)壓差，延長了注氣見效時(shí)間，這是常規(guī)數(shù)值模擬難以實(shí)現(xiàn)的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)。

4）不粗化的地質(zhì)模型不僅保留了精細(xì)的地質(zhì)信息，還保留了最原始的地質(zhì)信息序列，越高精度的模型，非均質(zhì)性越強(qiáng)，水錐不再是錐進(jìn)、舌進(jìn)或是脊進(jìn)形式（壓力場控制），而是受明顯的物性參數(shù)場控制。