郭 奇，李 禎，李 平

(1.中國石化勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257000；2.勝利石油管理局 博士后科研工作站，山東 東營 257000；3.勝利石油工程公司 測井公司，山東 東營 257000；4.中國石油大學(xué)(華東)機(jī)電裝備總廠，山東 青島 266555)

0 引 言

隨著油田的深入開發(fā)及曲流河點(diǎn)壩內(nèi)部構(gòu)型研究的不斷深入，特高含水期剩余油的挖潛方式成為目前研究的熱點(diǎn)[1-4]。點(diǎn)壩砂體受曲流河沉積影響，儲(chǔ)層物性往往呈現(xiàn)正韻律分布，通過測井解釋及室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)等手段發(fā)現(xiàn)水驅(qū)沖刷后孔隙度的變化幅度比較小[5]，而滲透率及相滲曲線的變化幅度較明顯。目前的數(shù)值模擬方法在連續(xù)性表征、方向性表征及計(jì)算結(jié)果穩(wěn)定性方面均存在缺陷[6-9]，同時(shí)沒有考慮中孔中滲及高孔高滲儲(chǔ)層在長期注水沖刷中物性變化規(guī)律的差別。為了解決這些問題，需要在實(shí)驗(yàn)研究的基礎(chǔ)上形成考慮不同物性級別儲(chǔ)層參數(shù)時(shí)變的數(shù)值模擬技術(shù)。不少學(xué)者對點(diǎn)壩儲(chǔ)層構(gòu)型及剩余油分布模式進(jìn)行了研究。趙翰卿[10]利用航空照片，對廢棄河道進(jìn)行了描述；岳大力等[11-12]通過概念模型數(shù)值模擬認(rèn)為河道頂部及側(cè)積體內(nèi)中上部剩余油儲(chǔ)量豐度大，剩余油富集；閆白泉等[13]在對杏北地區(qū)點(diǎn)壩側(cè)積夾層分析的基礎(chǔ)上，認(rèn)為點(diǎn)壩中下部水淹嚴(yán)重，剩余油主要集中在中上部。然而對于點(diǎn)壩內(nèi)部構(gòu)型建模方法及確定特高含水期點(diǎn)壩儲(chǔ)層上部剩余油富集區(qū)水平井挖潛位置的研究目前還處于探索階段。

本次研究以中高滲儲(chǔ)層室內(nèi)實(shí)驗(yàn)為基礎(chǔ)，確定特高含水期不同物性級別儲(chǔ)層參數(shù)變化規(guī)律，利用界面約束和多點(diǎn)地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)方法建立反映點(diǎn)壩內(nèi)部構(gòu)型的三維地質(zhì)模型，形成以流場強(qiáng)度為指導(dǎo)的特高含水期水平井挖潛對策。

1 中高滲儲(chǔ)層高倍水驅(qū)物性變化規(guī)律及表征方法

1.1 中高滲儲(chǔ)層特高含水期室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究

中高滲儲(chǔ)層在進(jìn)入高含水開發(fā)階段物性的宏觀、微觀及流體分布特征會(huì)發(fā)生變化，為了準(zhǔn)確描述儲(chǔ)層參數(shù)對流場變化造成的影響，選取大港油田港東區(qū)塊密閉取心井巖心進(jìn)行注水模擬實(shí)驗(yàn)，對比不同物性級別下油藏參數(shù)變化規(guī)律[14-16]。

巖心鉛封后，選取具有代表性的天然巖心進(jìn)行水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，測定不同PV數(shù)條件下巖心的滲透率。對比分析港東油田58塊不同物性級別巖心樣品水驅(qū)前后物性變化情況，對于中孔中滲儲(chǔ)層，滲透率在500×10-3μm2以下樣品水驅(qū)后儲(chǔ)集層孔隙度和滲透率呈現(xiàn)不同程度的減小，后期減小幅度降低；而對于滲透率大于1 000×10-3μm2的高孔高滲樣品隨著過水倍數(shù)的增大，巖心滲透率逐漸增大，后期趨于平穩(wěn)；注入水沖刷對中孔中滲及高孔高滲儲(chǔ)層油水相對滲透率影響的變化趨勢均表現(xiàn)為隨著過水倍數(shù)的增加，殘余油飽和度減小、束縛水飽和度增大，儲(chǔ)層潤濕性向親水方向發(fā)展，殘余油飽和度對應(yīng)的水相滲透率減小。

對于高孔滲儲(chǔ)層，隨著水洗時(shí)間的延長，當(dāng)遷移顆粒的產(chǎn)出量達(dá)到一定程度時(shí)，孔喉半徑開始增大，滲透率開始增加，并隨產(chǎn)出物的增加而迅速增加。而對于中低孔滲儲(chǔ)層，注入水會(huì)使得儲(chǔ)層內(nèi)細(xì)小顆粒運(yùn)移，導(dǎo)致孔隙喉道堵塞，使得滲透率降低。

通過實(shí)驗(yàn)得到滲透率隨過水倍數(shù)的變化規(guī)律，見圖1和圖2。利用曲線回歸得出如下滲透率變化倍數(shù)與過水倍數(shù)的函數(shù)關(guān)系。

圖1 高孔滲儲(chǔ)層滲透率變化倍數(shù)與過水倍數(shù)關(guān)系圖

圖2 中低孔滲儲(chǔ)層滲透率變化倍數(shù)與過水倍數(shù)關(guān)系圖

對于高孔滲儲(chǔ)層：

Mk=0.9966Vp0.0195

(1)

對于中低孔滲儲(chǔ)層：

Mk=3×10-7Vp2-0.0007Vp+1.0821

(2)

式中：Mk為滲透率變化倍數(shù)，Vp為過水倍數(shù)。

1.2 中高滲儲(chǔ)層物性時(shí)變表征方法

本次研究應(yīng)用網(wǎng)格過水倍數(shù)與儲(chǔ)層物性之間的函數(shù)來表征中高滲儲(chǔ)層特高含水期參數(shù)時(shí)變性，首先根據(jù)達(dá)西方程推導(dǎo)出每個(gè)網(wǎng)格的注水倍數(shù)，利用實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)獲得絕對滲透率、油水相對滲透率與過水倍數(shù)之間關(guān)系，引入到參數(shù)時(shí)變數(shù)學(xué)模型中，其中過水倍數(shù)的表達(dá)式為：

(3)

式中：Vp為過水倍數(shù)；i為第i個(gè)網(wǎng)格數(shù)；D為累計(jì)注水時(shí)間，s；Qin為網(wǎng)格注水速度，m3/s；Vi為第i個(gè)網(wǎng)格的體積，m3；?i為第i個(gè)網(wǎng)格孔隙度。

建立能夠反映港東油田物性變化特征的參數(shù)時(shí)變數(shù)學(xué)模型，使儲(chǔ)層絕對滲透率與相對滲透率曲線隨注水倍數(shù)變化，在求解過程中，每一次時(shí)間步長的迭代首先計(jì)算出各網(wǎng)格塊的注入水沖刷孔隙體積倍數(shù)，然后依據(jù)滲透率、相對滲透率隨注入水沖刷孔隙體積倍數(shù)的變化規(guī)律，通過插值方法求得本時(shí)間步長內(nèi)各網(wǎng)格塊的滲透率及油、水相對滲透率值。

2 特高含水期流場強(qiáng)度評價(jià)參數(shù)

流場強(qiáng)度評價(jià)的主要思路是應(yīng)用層次分析法確定對特高含水期流場強(qiáng)度影響程度較大的參數(shù)，形成統(tǒng)一的表征參數(shù)，對流場強(qiáng)度實(shí)現(xiàn)定量化描述。同時(shí)，考慮經(jīng)濟(jì)因素確定新井挖潛經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量豐度范圍，通過這兩個(gè)參數(shù)共同約束確定側(cè)積層發(fā)育的點(diǎn)壩砂體特高含水期水平井挖潛位置。

曲流河沉積點(diǎn)壩砂體發(fā)育的中高滲儲(chǔ)層在特高含水開發(fā)階段影響流場強(qiáng)度的靜態(tài)因素如滲透率、孔隙度已反映在地質(zhì)模型及動(dòng)態(tài)參數(shù)變化中，而在反映動(dòng)態(tài)參數(shù)的累計(jì)過水倍數(shù)、含水飽和度、流體流速、壓力梯度等參數(shù)中，流體流速可以通過壓力梯度表征，過水倍數(shù)與含水飽和度之間也存在定義關(guān)系，流體流速是累計(jì)過水倍數(shù)隨時(shí)間導(dǎo)數(shù)的反映，因此篩選累計(jì)過水倍數(shù)為評價(jià)流場強(qiáng)度的指標(biāo)。

由于在水驅(qū)開發(fā)后期各區(qū)域累計(jì)過水倍數(shù)差別較大，因此選用對數(shù)函數(shù)對公式(3)結(jié)果進(jìn)行歸一化，其表達(dá)式為：

(4)

式中：L為流場強(qiáng)度系數(shù)；Vp1為累計(jì)過水倍數(shù)最小值；Vp2為累計(jì)過水倍數(shù)最大值。

以港東油田物性變化及儲(chǔ)層特征為基礎(chǔ)，利用數(shù)值模擬得到開發(fā)末期的流場強(qiáng)度系數(shù)與過水倍數(shù)的關(guān)系圖(圖3)?？梢钥闯鰧τ诟蹡|油田過水倍數(shù)與流場強(qiáng)度系數(shù)之間關(guān)系存在明顯的拐點(diǎn)，當(dāng)流場強(qiáng)度在0.4～0.7之間時(shí)，過水倍數(shù)由開始的趨近于0開始上升；當(dāng)流場強(qiáng)度大于0.7時(shí)，過水倍數(shù)上升幅度明顯增加。

圖3 過水倍數(shù)與流場強(qiáng)度關(guān)系圖

根據(jù)過水倍數(shù)與流場強(qiáng)度系數(shù)關(guān)系圖，確定如表1所示的流場強(qiáng)度分級標(biāo)準(zhǔn)，對于流場強(qiáng)度系數(shù)在0.65～1之間的為強(qiáng)優(yōu)勢滲流帶，流場強(qiáng)度系數(shù)在0.5～0.65之間為弱優(yōu)勢滲流帶，流場強(qiáng)度系數(shù)小于0.5的為非優(yōu)勢滲流帶。針對其他油田不同類型儲(chǔ)層，可依據(jù)同樣的方法進(jìn)行流場強(qiáng)度劃分。

表1 流場強(qiáng)度劃分標(biāo)準(zhǔn)

根據(jù)盈虧平衡法確定單井經(jīng)濟(jì)極限剩余油可采儲(chǔ)量，從而可以確定單井經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量豐度界限，其表達(dá)式為：

(5)

式中：Ipe為單井經(jīng)濟(jì)極限剩余可采儲(chǔ)量豐度，104t/km2；Npe為單井經(jīng)濟(jì)極限剩余可采儲(chǔ)量，104t；A為單井控制面積，km2。

公式(5)中單井經(jīng)濟(jì)極限剩余可采儲(chǔ)量[17]可依據(jù)以下關(guān)系式計(jì)算：

(6)

式中：α0為油氣商品率；Po為油氣銷售價(jià)格，元/t；RT為噸油稅金，元/t；Cf為油氣生產(chǎn)經(jīng)營成本，元/t;t為評價(jià)期；CG為單井固定成本，元；I為單井開發(fā)投資，元；Co為噸油可變成本，元/t；β為油井系數(shù)。

對于實(shí)際油藏點(diǎn)壩砂體可采儲(chǔ)量豐度表達(dá)式為：

Io=hφ(So-Sor)ρo/100Bo

(7)

式中，Io為實(shí)際油藏可采儲(chǔ)量豐度，104t/km2；h為儲(chǔ)層厚度，m；φ為孔隙度；So油藏含油飽和度；Sor為殘余油飽和度；ρo為原油密度，t/m3；Bo為原油體積系數(shù)。

當(dāng)Io>Ipe時(shí)，認(rèn)為水平井挖潛是經(jīng)濟(jì)有效的，結(jié)合流場強(qiáng)度分級，在特高含水期弱流場強(qiáng)度位置部署水平井，能夠?qū)μ馗吆谑軅?cè)積層遮蔽造成的剩余油富集區(qū)進(jìn)行有效挖潛。

3 點(diǎn)壩沉積特高含水期水平井挖潛方法研究

以大港油田某曲流河點(diǎn)壩沉積特征得到代表該區(qū)域的概念模型說明特高含水期水平井挖潛方法。如圖4所示，單一側(cè)積體水平寬度70 m，砂體厚度為10 m，側(cè)積層平均傾角為8°，側(cè)積夾層平均厚度1 m，側(cè)積泥巖發(fā)育深度占砂體厚度的2/3?；诮缑婕s束法[18]，建立代表該區(qū)塊的數(shù)值模擬概念模型，側(cè)積體滲透率為1 000×10-3μm2，孔隙度為25%，平面網(wǎng)絡(luò)精度為5 m×5 m，縱向網(wǎng)格劃分為10份，每份5 m，模型設(shè)計(jì)6個(gè)側(cè)夾層，長400 m，寬200 m，高50 m，流體及高壓物性參數(shù)取自該油藏實(shí)際數(shù)據(jù)，采用四注六采的排狀井網(wǎng)開發(fā)方式生產(chǎn)至含水率達(dá)到98%。

圖4 點(diǎn)壩三維精細(xì)概念模型

由圖5和圖6對比考慮參數(shù)時(shí)變性及不考慮參數(shù)時(shí)變性的油藏底部流場強(qiáng)度分布可得，在特高含水期高強(qiáng)度流場更集中在油水井主流線之間的區(qū)域，油藏底部受主流線間長期注水沖刷的影響流場強(qiáng)度呈現(xiàn)差異化分布。兩種模擬結(jié)果均顯示受側(cè)積泥巖夾層的影響，油藏頂部呈現(xiàn)剩余油富集(圖7)。

圖5 不考慮參數(shù)時(shí)變影響儲(chǔ)層底部流場強(qiáng)度分布圖

圖6 考慮特高含水期參數(shù)時(shí)變影響儲(chǔ)層底層流場強(qiáng)度分布圖

圖7 點(diǎn)壩砂體排狀井網(wǎng)特高含水期剩余油分布圖

在考慮儲(chǔ)層參數(shù)變化的基礎(chǔ)上對油藏流場強(qiáng)度(圖6)及經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量豐度(圖8)進(jìn)行分析，油藏中部無井控制區(qū)出現(xiàn)弱流場強(qiáng)度區(qū)域，同時(shí)油藏頂部區(qū)域可采儲(chǔ)量豐度大于經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量，為適合部署水平井的區(qū)域。

圖8 經(jīng)濟(jì)可采區(qū)域篩選圖

綜合考慮流場強(qiáng)度及經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量評價(jià)結(jié)果，確定水平井合理布井位置應(yīng)在弱流場強(qiáng)度區(qū)域的油藏中上部。分別在弱流場區(qū)域及靠近油藏邊界處部署水平井。在弱流場強(qiáng)度位置部署水平井較靠邊界部署水平井方案累計(jì)產(chǎn)油增加4.3×104t，含水率降低5.2%，開發(fā)效果明顯改善。

受流體、地層、井網(wǎng)等因素的影響，油藏各區(qū)域驅(qū)替能量不均衡從而影響開發(fā)效果，點(diǎn)壩砂體在特高含水期剩余油呈現(xiàn)上部整體富集、下部高度分散的格局。在挖潛點(diǎn)壩砂體頂部剩余油富集區(qū)的同時(shí)，兼顧油藏整體流場強(qiáng)度均衡為目標(biāo)對井網(wǎng)進(jìn)行調(diào)整，其開發(fā)效果明顯好于不均衡流場的開發(fā)效果。

4 實(shí)例應(yīng)用

港東油田二區(qū)塊NmⅣ-6-3單砂層為典型的中高滲儲(chǔ)層，其中明化鎮(zhèn)組屬曲流河沉積，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，進(jìn)入特高含水開發(fā)階段油水關(guān)系復(fù)雜，油藏各區(qū)域過水量不均勻。

應(yīng)用多點(diǎn)地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)中使用訓(xùn)練圖像來代替變差函數(shù)表達(dá)地質(zhì)變量的空間結(jié)構(gòu)性，從而克服傳統(tǒng)地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)不能再現(xiàn)目標(biāo)幾何形態(tài)的不足。同時(shí)采用序貫非迭代算法，能夠忠實(shí)于采樣數(shù)據(jù)，速度也優(yōu)于基于目標(biāo)的隨機(jī)模擬算法。在此基礎(chǔ)上，為完成反映港東油田點(diǎn)壩內(nèi)部構(gòu)型的地質(zhì)模型，設(shè)計(jì)平面網(wǎng)格精度為10 m×10 m，縱向平均網(wǎng)格精度為10 m，模型總網(wǎng)格數(shù)為10 437 182個(gè)，長700 m，寬400 m厚(圖9)。

圖9 港3-37井區(qū)NmⅢ-3-6-1點(diǎn)壩內(nèi)夾層模擬結(jié)果

油藏初始平均滲透率為908×10-3μm2，屬于典型的高滲儲(chǔ)層。對港3-37井區(qū)單一點(diǎn)壩砂體進(jìn)行參數(shù)時(shí)變性數(shù)值模擬研究，通過提取各網(wǎng)格孔隙體積、累積流量、過水倍數(shù)等參數(shù)，確定區(qū)塊內(nèi)的流場強(qiáng)度與經(jīng)濟(jì)可采區(qū)域，最終確定合理水平井挖潛位置(圖10)，從剖面圖上看，非優(yōu)勢滲流帶集中在油藏的頂部，該區(qū)域流場強(qiáng)度較弱。投產(chǎn)后該新井初期日產(chǎn)油量77.3 t，對油井產(chǎn)量進(jìn)行預(yù)測，未來第15年末累計(jì)產(chǎn)油量16.4×104t，開發(fā)效果得到了明顯的改善。

圖10 基于流場評價(jià)的新水平井井位部署圖

5 結(jié) 論

(1)油藏經(jīng)過長期注水沖刷，中低孔滲儲(chǔ)層呈現(xiàn)孔喉減小、物性變差的趨勢，而高孔滲儲(chǔ)層整體表現(xiàn)為孔喉增大，物性變好。

(2)點(diǎn)壩砂體進(jìn)入特高含水開發(fā)后期，儲(chǔ)層各區(qū)域流場強(qiáng)度受井網(wǎng)形式及注采關(guān)系等因素的影響呈現(xiàn)差異化分布，剩余油呈現(xiàn)上部整體富集、下部高度分散的格局，在挖潛點(diǎn)壩砂體頂部剩余油富集區(qū)的同時(shí)，應(yīng)兼顧流場強(qiáng)度均衡對井網(wǎng)進(jìn)行調(diào)整。

(3)基于流場強(qiáng)度及經(jīng)濟(jì)極限剩余可采儲(chǔ)量評價(jià)對點(diǎn)壩砂體特高含水期進(jìn)行評價(jià)，能夠準(zhǔn)確確定水平井部署位置，指導(dǎo)剩余油挖潛。