L 油藏蒸汽吞吐后期剩余油分布研究

王 騰，李康康，王 劍

（中國石油大學（北京）石油工程學院，北京102249）

我國稠油資源分布廣泛，從東部的遼河盆地、渤海灣盆地，到中部的南陽盆地，再到西部的準噶爾盆地等，目前已在12 個盆地發(fā)現了70 多個稠油油田［1-5］，預計中國稠油資源量可達300×108t以上，稠油已成為國內一種重要的非常規(guī)油氣資源［6］。

L 油藏作為河南油田稠油資源的重要組成部分，從1994年正式投產以來就采取蒸汽吞吐的開發(fā)方式，初期吞吐效果較好。但經過近30年的開發(fā)歷程，目前單井平均吞吐10.7 輪次，吞吐周期大于11輪次的井數達到52.83%，開發(fā)效益日益變差。為了摸清剩余油分布規(guī)律，改善油藏開發(fā)狀況，有必要進行剩余油分布研究。

研究剩余油分布的方法多種多樣，主要包括開發(fā)地質方法、巖心觀察描述和分析測試方法、四維地震方法、油藏數值模擬方法、動態(tài)監(jiān)測分析方法、油藏工程方法等［7-10］。其中數值模擬方法不僅能直觀地再現油藏的開發(fā)歷程，還能形象地描述儲層內油水分布［11-12］。鑒于此，本文采取數值模擬的方法，結合L油藏的地質背景和生產動態(tài)資料，建立精細地質模型并進行歷史擬合，分析剩余油飽和度分布及影響因素，并根據灰色關聯理論計算不同影響參數間的關聯性以及各參數對剩余油飽和度的影響程度，完成剩余油主控因素分析，為油藏后期的開發(fā)調整提供借鑒。

1 油藏概況

1.1 油藏地質特征

L 油藏構造位于高莊南鼻狀構造東翼和前杜樓鼻狀構造南翼，含油范圍內表現為一個由東南向西北平緩抬起的單斜構造，地層傾角11.2°，傾向98°～130°，油藏埋深197～521 m，原始地層壓力1.97～4.91 MPa，原始地層溫度23.8～37.9 ℃。含油區(qū)域內發(fā)育①、②兩條近東西向的北傾正斷層，①號斷層控制著油藏北部含油邊界，斷距13～312 m；②號斷層向西延伸至該區(qū)中部，斷距7～143 m，兩條斷層對油藏的油氣聚集起著控制作用。巖性主要為深灰色泥巖、頁巖與褐灰色細砂巖、粉砂巖不等厚互層，巖石顆粒分選中等—好，膠結類型以孔隙膠結為主。L 油藏孔隙度為25%～36%，平均32%；滲透率為0.423～6.606 μm2，平均3.45 μm2；含油飽和度為50%～80%，平均65%，油層物性好。由于L 油藏處于南北沉積砂體交匯處，儲層非均質性嚴重，非均質系數1.91，平面滲透率級差達7.83，垂向滲透率級差達12.41。主力油層為H3Ⅳ2、3 層，含油面積0.45 km2，油層厚度較薄，一般為5～9 m，純總比平均0.62，地質儲量40×104t，油層溫度下脫氣油黏度164.17～10 863.21 mPa ?s，地 面 原 油 密 度0.905～0.969 g/cm3，屬淺薄層普通稠油油藏。

1.2 油藏開發(fā)現狀

L 油藏自生產以來共有53 口井先后開發(fā)目標層位，其中地質/工程封井6 口，吞吐效益差返層生產28 口，目前在產井19 口。油藏累積注蒸汽43.61×104m3，累積產油11.32×104t，綜合含水82.25%，累積油氣比0.26，采出程度28.31%。

蒸汽吞吐屬于衰竭式開發(fā)，隨著地層能量的枯竭，開采效果不可避免地變差，具體表現為：

（1）生產周期延長，日產油降低。周期平均生產天數由第1 周期的92.2 d 增加到17 周期的248.48 d，單周期生產天數明顯增加，而日均產油由3.15 t/d降低至1.37 t/d，不到低周期的1/2。

（2）含水率隨周期數增加而不斷上升。油井吞吐第1 周期時，周期含水56.26%，而到第17周期時，周期含水88.07%。

（3）油氣比隨周期數增加而降低。區(qū)塊周期油氣比由第1 周期的0.39 降低到目前的0.14，低于行業(yè)標準中標定的吞吐極限油氣比。

2 數值模擬研究

2.1 地質模型的建立

本次數值模擬采用CMG 數模軟件STARS 熱采模塊，模擬所需數據主要包括地層和流體參數、熱物理參數、地層基礎物性參數、流體相滲參數、原油黏溫參數、生產動態(tài)參數等。其中巖石及流體熱物性參數見表1。

表1 模型熱物性參數

針對油藏具體情況和研究內容，根據井距大小，平面上L 油藏網格步長設計為dx=dy=10 m。為了對該油藏開展精細模擬，搞清縱向上的剩余油分布，根據油藏儲層物性、油層分布及生產特征，將每個單層定為一個模擬層。其中第一、三、五模擬層分別對應實際油藏的Ⅳ22層、Ⅳ23層和Ⅳ3層，第二、四層為隔夾層，縱向上網格步長由該小層的實際砂厚確定，模型總節(jié)點數為120×80×5=48 000 個。通過地質建模得到的L油藏三維地質模型見圖1。

圖1 L油藏三維地質模型示意

2.2 歷史擬合

歷史擬合是通過計算機模擬運算重現油藏開發(fā)歷史的過程，是油藏數值模擬的關鍵，它的擬合程度既是驗證地質模型準確性的重要指標，又是衡量模擬結果可靠性的依據［13-14］。擬合精度愈高，所模擬的油藏模型越接近真實油藏情況，剩余油分布及地層壓力就越準確，越符合地下實際情況。

L 油藏采取蒸汽吞吐的開發(fā)方式，進行生產數據擬合時，選取每天為時間步長，采用生產井定液量、注入井定注入量的工作制度，進行全區(qū)和單井擬合。為了達到較好的擬合結果，擬合過程中對儲層滲透率、相對滲透率曲線、壓縮系數、黏溫數據等可調參數在合理范圍內進行調整［15］。

儲量擬合作為歷史擬合的首要步驟，本次數值模擬分別進行了全區(qū)儲量擬合和單層儲量擬合。結果顯示，模擬地質儲量和油藏描述計算的地質儲量基本吻合，L 油藏模擬地質儲量為40.35×104t，相對誤差為0.91%，表明地質模型具有較高的準確性。

儲量擬合完成之后需進行生產歷史擬合，采取先整體再局部的步驟，其中全區(qū)動態(tài)指標主要擬合產油量和含水率。由于生產井采取定產液量生產，全區(qū)及單井的產液量自然得到擬合，只要含水擬合得當，產水量及產油量也自然得到擬合。由于L 油藏及儲層原油具有非均質性，只用一根相滲曲線、黏溫曲線并不能準確體現各小層的滲流狀況，因此根據各井生產情況和實際井口原油黏度數據進行了相滲分區(qū)和黏度分區(qū)。此外，由于滲透率、井指數等具有不確定性，歷史擬合中也可在合理范圍內進行修正，通過適當調整參數，可以完成含水擬合。油藏區(qū)塊及典型單井歷史擬合結果如圖2，3 所示，結果表明，在定產液的工作制度下，區(qū)塊累產液、累產油、累產水、累注蒸汽、累注氮的模擬誤差均小于5%，滿足擬合精度。

圖2 L油藏區(qū)塊歷史擬合曲線

圖3 L油藏典型井歷史擬合曲線

3 高周期吞吐后剩余油分布

3.1 剩余油分布

L 油藏經過高輪次吞吐后各層剩余油分布如圖4 所示，油藏各小層均得到不同程度動用，其中工區(qū)西部動用程度普遍較高，部分區(qū)域由于蒸汽充分加熱油層達到熱聯通狀況，含油飽和度明顯降低。但由于蒸汽吞吐通常是單井作業(yè)，蒸汽注入到地層后逐漸冷凝變?yōu)闊崴嬖谟行Ъ訜岚霃絾栴}，因此井點附近的油層開發(fā)效果較好，而熱半徑以外的井間區(qū)域，油層并不能有效動用，開發(fā)效果差，剩余油發(fā)育，這是蒸汽吞吐導致的不可避免現象。

圖4 高周期吞吐后期剩余油分布

以Ⅳ2砂層組為例，由圖4（a）、4（b）可以看出平面上剩余油分布規(guī)律。為了抑制蒸汽超覆，改善注入蒸汽的體積波及系數，油井在射孔時未能全部射開Ⅳ22小層，存在一定的避射現象，使得Ⅳ22小層采出程度較低，工區(qū)東部飽和度接近初始含油飽和度，有大面積剩余油分布；IV23小層射孔較IV23層更為完善，開發(fā)效果更好，中西部井點周圍有效加熱范圍內含油飽和度明顯降低，但是由于東北部區(qū)域井網密度較低，靠近油層邊界處僅有零散的L135、L137、L7115 等幾口生產井，蒸汽吞吐效果差，剩余油大面積發(fā)育。

通過統(tǒng)計各小層開發(fā)情況，得到圖4（d）所示的小層儲量分布，由圖可知：三個小層的采出程度接近30%，儲層中還有大量的剩余油滯留在原位，剩余油潛力較大，可以通過后期開發(fā)策略調整進行提高采收率研究。

3.2 剩余油影響因素分析

剩余油分布的影響因素可分為地質因素和開發(fā)因素兩大類，多種因素之間相互作用、相互影響［16-17］。宏觀上，影響剩余油分布的地質因素主要包括微構造、斷層、儲層非均質等，開發(fā)因素主要包括射孔完善程度、井間干擾等。本研究根據生產井分布情況、生產井在各層鉆遇射孔情況以及各油層目前的含油飽和度情況，結合全區(qū)剩余油分布特征，以數值模擬結果為依據，將主力層剩余油主要影響因素歸為以下5種：

（1）井間干擾：L 油藏初期采用100 m×141m 五點法井網，2006年進行井網加密后采用70 m×100 m五點法井網，油藏有多口井同時生產會產生多井干擾現象，流場中存在滲流速度為0的滯留區(qū)；另一方面高周期吞吐后，蒸汽有效波及半徑范圍多為30～35 m，蒸汽波及范圍內剩余油飽和度值較小，導致井間剩余油飽和度仍然較高，剩余油富集。

（2）薄差儲層：由于儲層厚度和物性差異影響，通常形成較大分布面積的薄差儲層，此類儲層雖然井網較為完善，但是受到物性差因素影響，儲層內驅油通道受阻，蒸汽沿優(yōu)勢滲流通道竄流，驅油效果并不明顯，生產井受效差，其特點是驅油通道不連續(xù)。

（3）平面非均質性：平面非均質是控制油水平面運動的主要因素，也是控制剩余油分布的主要因素。平面上高滲透條帶會在儲層中形成優(yōu)勢滲流通道，使得蒸汽波及系數低，造成原油優(yōu)先沿滲透率高的區(qū)域流向井底，而中、低滲透帶滲流阻力大，致使該處剩余油發(fā)育。

（4）層間非均質性：由于層間非均質性，注蒸汽開采過程中，物性較好的層段吸汽量大驅油效率相對較好，為優(yōu)勢滲流通道，使低滲透層形成剩余油富集，該類剩余油主要與層間滲透率分布有關；同時受到層間隔夾層熱損失影響，蒸汽波及范圍受限，隔層上部形成剩余油富集帶。

（5）射孔完善性差：由于蒸汽超覆和射孔工藝等問題，L 油藏中只有14 口生產井全部打開目的層，而其他油井只打開了部分含油層段，在未射孔層位處，不能建立起儲層-井筒的有效滲流通道，使得該處儲量未能動用，原油飽和度接近初始狀態(tài)，形成未射孔型剩余油。

結合上述剩余油影響因素，根據蒸汽吞吐特點、L油藏剩余油分布特征和剩余油主控因素，將工區(qū)內剩余油分為井間干擾型剩余油、薄差儲層型剩余油、射孔完善性差型剩余油、層間非均質型剩余油和平面非均質型剩余油等5種分布模式。

4 剩余油灰色關聯分析

灰色關聯理論作為能夠定量分析影響因素與考察因素之間關聯程度的有效方法，已在石油與天然氣開發(fā)等領域進行了廣泛應用［18-19］。它是一種綜合各因素的評價方法，能對系統(tǒng)動態(tài)過程量化分析以考察系統(tǒng)諸因素之間的相關程度，其基本思想是根據事物或因素的序列曲線的相似程度來判斷其關聯程度，若兩條曲線的形狀彼此相似，則關聯度大；反之，關聯度就小［20-21］。

在高周期吞吐后期剩余油影響因素分析的基礎上，根據灰色關聯理論，將單井控制面積內的平均剩余油飽和度作為參考序列，各影響因素作為比較序列，運用灰色關聯分析方法計算各影響因素與剩余油飽和度的關聯度，從而確定影響剩余油分布的主控因素，為剩余油挖潛提供方向。

4.1 灰色關聯理論

4.1.1 分析序列的確定

為了從數據信息的內部結構分析被評價事物與其影響因素之間的關系，需在對所研究問題定性分析的基礎上，確定一個因變量因素和多個自變量因素，設因變量數據構成參考序列X0'，各自變量數據構成比較序列Xi'（i=1，2，…m），m+1 個數據序列形成如下矩陣：

其中，Xi'= (X0',X1',…Xm')T，i=0,1,2…m；m 為變量序列的長度。

4.1.2 變量序列的無因次處理

由于各因素的物理意義不同，其量綱也不一定相同，為了保證分析結果的可靠性，需要把比較序列作相應的無因次變換以消除量綱間的差異，變化后各因素序列形成如下無量綱矩陣：

無量綱分析公式：

4.1.3 絕對差值矩陣的求取

計算式（2）中第一列（參考序列）與其余各列（比較序列）對應其的絕對差值，形成絕對差值矩陣（4）：

其中：i=0，1，2，…m；k=0，1，2，…n。絕對差值矩陣中最大數和最小數即為最大差和最小差。絕對差值矩陣最大值：

絕對差值矩陣最小值：

4.1.4 關聯系數的求取

計算關聯系數：

對絕對差值陣中數據以式（7）作變換，得到關聯系數矩陣式（8）。其中ρ 為分辨系數，在（0,1）之間取值，多取0.5［22］，本次計算也取0.5。

4.1.5 關聯度的求取

通過公式計算關聯度序列，將比較序列與參考序列的關聯度從大到小排序，關聯度越大，說明比較序列與參考序列變化的態(tài)勢越一致，也即該因素影響剩余油分布的程度就越大。

4.2 灰色關聯參數選取及計算

根據區(qū)塊剩余油類型分析各類型剩余油主控因素，擬定單井控制面積內的平均剩余油飽和度作為因變量，地層系數（Kh）、縱向滲透率級差、平面滲透率級差、生產影響因子、射孔完善性等影響因素為自變量進行剩余油主控因素分析。

4.2.1 指標量化方法

（1）靜態(tài)指標：靜態(tài)指標的量化主要分定性指標量化與定量指標量化。其中定性指標為射孔完善性，主要依據其對井點的影響大小給出相對值。研究的區(qū)塊共有IV22、IV23、IV3三個小層，本次計算選取打開3 個小層的參考比較序列為0，打開2 個小層的參考比較序列為0.56，打開1 個層的參考比較序列為0.77。

定量指標的量化主要為滲透率、有效厚度、平面滲透率級差和層間滲透率級差等，對于定量指標依據各自參數的計算方法進行逐井逐層計算。

（2）動態(tài)指標（生產影響因子）：動態(tài)上，生產井對自身及油藏中其他各井都有影響，為反映這一影響，提出生產影響因子的概念（ENP），影響因子能夠充分反映儲層聯通關系及在儲層條件下注采井網的完善程度［22-25］。其計算方法為：對于給定的井點（X，Y），分別計算該點到所有生產井的距離，記為Li（單位：m），各生產井累積產油記為NPi，i=1，2，…n（其中n為生產井數，本次計算取53）。

定義：

其中：L0為調節(jié)因子，用于調整距離、生產速度等的影響，在井距不大的情況下，一般選175 m［22］。

4.2.2 各小層剩余油類型劃分及儲量計算

以LX井區(qū)中第Ⅳ22層剩余油類型劃分為例，選取剩余油飽和度為參考序列，生產井影響因子ENP、地層系數（Kh）、平面滲透率級差、層間滲透率級差、射孔完善性為比較序列，開展了灰色關聯法計算剩余油類型。

根據LX 井在油藏中的位置和實際數模成果，得到表2 所示LX 單井控制面積內的剩余油飽和度與影響因素參數。

表2 Ⅳ22層LX井區(qū)剩余油類型評價參數

通過灰色關聯法的求解步驟，計算關聯度，得到LX 井區(qū)在IV22層各影響因素的關聯度（見表3）。其中平面滲透率級差的關聯度最大，為0.670，因此定義LX井區(qū)的剩余油類型為平面非均質型剩余油。

表3 Ⅳ22層LX井區(qū)剩余油關聯度

另以IV22層中LY 井區(qū)剩余油分布為例，采取同樣的方法，開展灰色關聯計算（見表4）。

表4 IV22層LY井區(qū)剩余油類型評價參數

續(xù)表4 IV22層LY井區(qū)剩余油類型評價參數

通過灰色關聯法的求解步驟計算關聯度，得到LY 井區(qū)在IV22層各影響因素的關聯度，如表5 所示。其中Kh 的關聯度最大，為0.691，因此定義LY井區(qū)的剩余油類型為薄差儲層型剩余油。

表5 IV22層LY井區(qū)剩余油關聯度

通過上述算法對研究區(qū)各井組逐層開展基于灰色關聯理論的剩余油類型分析，完成研究區(qū)各小層剩余油類型劃分（見表6），并得到各類型剩余油儲量（見表7）。其中Ⅳ22層原始儲量13.24×104t，目前剩余儲量9.56×104t；Ⅳ23層原始儲量14.73×104t，目前剩余儲量9.93×104t；Ⅳ3 層原始儲量13.17×104t，目前剩余儲量9.69×104t。

表6 IV22層各井區(qū)剩余油類型統(tǒng)計

表7 各小層剩余油儲量統(tǒng)計

通過L 油藏各類型剩余油儲量分布（見圖5）可以看出，對于L 油藏，對比各類型剩余油儲量，薄差儲層型、井間滯留型剩余油儲量最多，分別為8.24×104t 和8.09×104t；其次為層間非均質型、平面非均質型剩余油，分別為5.13×104t 和4.41×104t；除此以外，由于全區(qū)只有24 口油井全部打開目標層位，工區(qū)內發(fā)育部分射孔對應性差型剩余油，儲量為3.31×104t。

圖5 L油藏不同類型剩余油儲量

5 結論

（1）通過L油藏地質模型完成了地質儲量、產量及含水率歷史擬合，擬合情況較好，與實際生產保持一致。

（2）根據油藏數值模擬研究結果，七區(qū)北油藏經過長期蒸汽吞吐開發(fā)歷程，剩余油發(fā)育，剩余油潛力較大。

（3）根據油藏剩余油影響因素分析，影響油藏吞吐后期剩余油分布的主要因素有地層系數（Kh）、縱向滲透率級差、平面滲透率級差、生產影響因子、射孔完善性等。

（4）灰色關聯計算表明，L 油藏主要發(fā)育薄差儲層型、井間滯留型剩余油，其次由于射孔不完善，存在一定量的射孔對應性差型剩余油。