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(xiàn)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(nèi)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(chǎn)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(jīng)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(shù)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(zhì)方法、巖心觀察描述和分析測試方法、四維地震方法、油藏數(shù)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(shù)值模擬方法不僅能直觀地再現(xiàn)油藏的開發(fā)歷程，還能形象地描述儲層內(nèi)油水分布［11-12］。鑒于此，本文采取數(shù)值模擬的方法，結合L油藏的地質(zhì)背景和生產(chǎn)動態(tài)資料，建立精細地質(zhì)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(jù)灰色關聯(lián)理論計算不同影響參數(shù)間的關聯(lián)性以及各參數(shù)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(diào)整提供借鑒。

1 油藏概況

1.1 油藏地質(zhì)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(nèi)表現(xiàn)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(nèi)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(zhì)性嚴重，非均質(zhì)系數(shù)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(zhì)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(xiàn)狀

L 油藏自生產(chǎn)以來共有53 口井先后開發(fā)目標層位，其中地質(zhì)/工程封井6 口，吞吐效益差返層生產(chǎn)28 口，目前在產(chǎn)井19 口。油藏累積注蒸汽43.61×104m3，累積產(chǎn)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(xiàn)為：

（1）生產(chǎn)周期延長，日產(chǎn)油降低。周期平均生產(chǎn)天數(shù)由第1 周期的92.2 d 增加到17 周期的248.48 d，單周期生產(chǎn)天數(shù)明顯增加，而日均產(chǎn)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(shù)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(shù)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(shù)值模擬研究

2.1 地質(zhì)模型的建立

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

表1 模型熱物性參數(shù)

針對油藏具體情況和研究內(nèi)容，根據(jù)井距大小，平面上L 油藏網(wǎng)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(jù)油藏儲層物性、油層分布及生產(chǎn)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(wǎng)格步長由該小層的實際砂厚確定，模型總節(jié)點數(shù)為120×80×5=48 000 個。通過地質(zhì)建模得到的L油藏三維地質(zhì)模型見圖1。

圖1 L油藏三維地質(zhì)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(xiàn)油藏開發(fā)歷史的過程，是油藏數(shù)值模擬的關鍵，它的擬合程度既是驗證地質(zhì)模型準確性的重要指標，又是衡量模擬結果可靠性的依據(jù)［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(chǎn)數(shù)據(jù)擬合時，選取每天為時間步長，采用生產(chǎn)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(shù)、黏溫數(shù)據(jù)等可調(diào)參數(shù)在合理范圍內(nèi)進行調(diào)整［15］。

儲量擬合作為歷史擬合的首要步驟，本次數(shù)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(zhì)儲量和油藏描述計算的地質(zhì)儲量基本吻合，L 油藏模擬地質(zhì)儲量為40.35×104t，相對誤差為0.91%，表明地質(zhì)模型具有較高的準確性。

儲量擬合完成之后需進行生產(chǎn)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(chǎn)油量和含水率。由于生產(chǎn)井采取定產(chǎn)液量生產(chǎn)，全區(qū)及單井的產(chǎn)液量自然得到擬合，只要含水擬合得當，產(chǎn)水量及產(chǎn)油量也自然得到擬合。由于L 油藏及儲層原油具有非均質(zhì)性，只用一根相滲曲線、黏溫曲線并不能準確體現(xiàn)各小層的滲流狀況，因此根據(jù)各井生產(chǎn)情況和實際井口原油黏度數(shù)據(jù)進行了相滲分區(qū)和黏度分區(qū)。此外，由于滲透率、井指數(shù)等具有不確定性，歷史擬合中也可在合理范圍內(nèi)進行修正，通過適當調(diào)整參數(shù)，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(chǎn)液的工作制度下，區(qū)塊累產(chǎn)液、累產(chǎn)油、累產(chǎn)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(jīng)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(lián)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?，存在有效加熱半徑問題，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(xiàn)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(shù)，油井在射孔時未能全部射開Ⅳ22小層，存在一定的避射現(xiàn)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(nèi)含油飽和度明顯降低，但是由于東北部區(qū)域井網(wǎng)密度較低，靠近油層邊界處僅有零散的L135、L137、L7115 等幾口生產(chǎn)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(diào)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(zhì)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(zhì)因素主要包括微構造、斷層、儲層非均質(zhì)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(jù)生產(chǎn)井分布情況、生產(chǎn)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(shù)值模擬結果為依據(jù)，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(wǎng)，2006年進行井網(wǎng)加密后采用70 m×100 m五點法井網(wǎng)，油藏有多口井同時生產(chǎn)會產(chǎn)生多井干擾現(xiàn)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(nèi)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(wǎng)較為完善，但是受到物性差因素影響，儲層內(nèi)驅(qū)油通道受阻，蒸汽沿優(yōu)勢滲流通道竄流，驅(qū)油效果并不明顯，生產(chǎn)井受效差，其特點是驅(qū)油通道不連續(xù)。

（3）平面非均質(zhì)性：平面非均質(zhì)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(shù)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(zhì)性：由于層間非均質(zhì)性，注蒸汽開采過程中，物性較好的層段吸汽量大驅(qū)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(chǎn)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(jù)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(nèi)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(zhì)型剩余油和平面非均質(zhì)型剩余油等5種分布模式。

4 剩余油灰色關聯(lián)分析

灰色關聯(lián)理論作為能夠定量分析影響因素與考察因素之間關聯(lián)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(jù)事物或因素的序列曲線的相似程度來判斷其關聯(lián)程度，若兩條曲線的形狀彼此相似，則關聯(lián)度大；反之，關聯(lián)度就?。?0-21］。

在高周期吞吐后期剩余油影響因素分析的基礎上，根據(jù)灰色關聯(lián)理論，將單井控制面積內(nèi)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(lián)分析方法計算各影響因素與剩余油飽和度的關聯(lián)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(lián)理論

4.1.1 分析序列的確定

為了從數(shù)據(jù)信息的內(nèi)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(shù)據(jù)構成參考序列X0'，各自變量數(shù)據(jù)構成比較序列Xi'（i=1，2，…m），m+1 個數(shù)據(jù)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(shù)和最小數(shù)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(lián)系數(shù)的求取

計算關聯(lián)系數(shù)：

對絕對差值陣中數(shù)據(jù)以式（7）作變換，得到關聯(lián)系數(shù)矩陣式（8）。其中ρ 為分辨系數(shù)，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(lián)度的求取

通過公式計算關聯(lián)度序列，將比較序列與參考序列的關聯(lián)度從大到小排序，關聯(lián)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(lián)參數(shù)選取及計算

根據(jù)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(nèi)的平均剩余油飽和度作為因變量，地層系數(shù)（Kh）、縱向滲透率級差、平面滲透率級差、生產(chǎn)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(jù)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(jù)各自參數(shù)的計算方法進行逐井逐層計算。

（2）動態(tài)指標（生產(chǎn)影響因子）：動態(tài)上，生產(chǎn)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(chǎn)影響因子的概念（ENP），影響因子能夠充分反映儲層聯(lián)通關系及在儲層條件下注采井網(wǎng)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(chǎn)井的距離，記為Li（單位：m），各生產(chǎn)井累積產(chǎn)油記為NPi，i=1，2，…n（其中n為生產(chǎn)井數(shù)，本次計算取53）。

定義：

其中：L0為調(diào)節(jié)因子，用于調(diào)整距離、生產(chǎn)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(chǎn)井影響因子ENP、地層系數(shù)（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(lián)法計算剩余油類型。

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

表2 Ⅳ22層LX井區(qū)剩余油類型評價參數(shù)

通過灰色關聯(lián)法的求解步驟，計算關聯(lián)度，得到LX 井區(qū)在IV22層各影響因素的關聯(lián)度（見表3）。其中平面滲透率級差的關聯(lián)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(zhì)型剩余油。

表3 Ⅳ22層LX井區(qū)剩余油關聯(lián)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(lián)計算（見表4）。

表4 IV22層LY井區(qū)剩余油類型評價參數(shù)

續(xù)表4 IV22層LY井區(qū)剩余油類型評價參數(shù)

通過灰色關聯(lián)法的求解步驟計算關聯(lián)度，得到LY 井區(qū)在IV22層各影響因素的關聯(lián)度，如表5 所示。其中Kh 的關聯(lián)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(lián)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(lián)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(zhì)型、平面非均質(zhì)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(nèi)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(zhì)模型完成了地質(zhì)儲量、產(chǎn)量及含水率歷史擬合，擬合情況較好，與實際生產(chǎn)保持一致。

（2）根據(jù)油藏數(shù)值模擬研究結果，七區(qū)北油藏經(jīng)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(jù)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(shù)（Kh）、縱向滲透率級差、平面滲透率級差、生產(chǎn)影響因子、射孔完善性等。

（4）灰色關聯(lián)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。