斷塊稠油油藏剩余油分布特征研究

陳新宇，張繼成，馮陽(東北石油大學石油工程學院，黑龍江大慶163318)

斷塊稠油油藏剩余油分布特征研究

陳新宇，張繼成，馮陽
(東北石油大學石油工程學院，黑龍江大慶163318)

目前，新淺45斷塊油田進入高周期吞吐階段，受斷層、儲層物性、汽竄、邊水、采出狀況等靜、動態因素的影響，出現了壓力低、單井日產水平低、油氣比低，關停井較多、低效無效生產井多、開發效益差等諸多問題，為改善油藏開發效果，進一步提高采收率，在全面分析該區塊生產開發動態的基礎上，綜合地震、地質分析，采用精細地質建模與數值模擬相結合的方法，找出剩余油的分布特征，并依據單井的平均剩余油飽和度、采出程度等不同參數建立了5種剩余油類型的評價標準，從而總結出適用于單井剩余油分布規律的研究方法，為油田后續精細調整和挖潛提供指導依據。

精細地質建模;數值模擬;剩余油;分布特征

新莊油田新淺45斷塊位于泌陽凹陷北部斜坡斷裂帶，屬于斷塊斷鼻圈閉，油藏構造格局受北東走向、北西傾向的兩組正斷層控制明顯，砂體大部分伸入凹陷中部生油區內或鄰近油源區，使凹陷中心的油源具有良好的疏導層，可充分向外運移，且泥巖蓋層與儲集層間互，呈略等厚互層，形成了多套有利的儲蓋組合。

油藏主力層段為H3II2層、H3II3層、H3II5層、H3II6層，上下油層中間分布泥巖隔層H3II2-3層、H3II3-5層、H3II3-6層，油藏埋深在90～250 m，其中H3II3層厚度相對較大，范圍在5～10 m，其余小層厚度均小于5 m，各單層含油面積大于0．3 km2，含油寬帶約300 m，屬于特薄油層，同時各油層在構造低部位存在面積不等的邊水區，且不具有統一的油水界面。儲層巖性特征以灰白色礫狀砂巖、礫巖、粉砂巖為主，膠結物以泥質為主，膠結類型一般為孔隙式膠結，油層物性好，平均孔隙度為30．44%，平均滲透率為2 209．4×10－3μm2。地面原油相對密度0．936 1～0．966 6 g/cm3，油層溫度下脫氣原油黏度11 258～20 876 mPa·s，屬于特稠油油藏。

1 油藏開發現狀

新淺45斷塊于2005年大規模蒸汽吞吐開發至今，隨著蒸汽吞吐周期數的不斷增加，開發效果逐漸變差，該區塊目前平均單井日產液只有9 t，日產油0．6 t，含水率高達93．3%，油氣比0．13，關停井較多，低效無效生產井多，開發效益差，蒸汽吞吐周期均已達到10周期以上，正處于中后期開發階段。

2 精細地質建模

新淺45斷塊油藏屬于斷層+剝蝕面復合，淺薄層狀邊水油藏類型，儲集層構造復雜，精細描述油水運聚及分布特征以及精確定量表征油藏的儲滲特性尤為關鍵。由于區塊斷裂與鼻狀構造為油氣的聚集提供了良好的圈閉條件，油氣的運聚特征和分布規律受構造和斷裂系統控制明顯，所以將斷層確定為研究區邊界。該區塊斷點數據缺失且地震解釋數據較少，不足以充分描述斷層走向形態以及相互之間的交切關系等。在地質建模過程中，參照各層頂面構造圖的斷層解釋，采用pillar建立目標區塊的斷裂系統，同時利用搜集到的斷點數據作進一步約束校準，不僅避開了不同斷層間的求交運算，同時避免了pillar網格扭曲變形的局限性，從而較好地控制斷層模型的精度。采用確定性建模方法建立研究區塊的巖相模型，分成砂巖、泥巖以及干層3種巖相，在此基礎上，優選序貫高斯隨機模擬的方法建立儲層屬性模型［1-3］。層面模型依據各小層頂面構造解釋圖版，平面上幾何網絡模型步長設置為5 m×5 m，考慮所建地質模型能夠充分反映出油層以及隔夾層的物性參數等變化特征，對厚度較大的H3II3層垂向上等距細分成H3II31、H3II32和H3II33三個網格，運用收斂插值算法，并結合井點的分層數據協同約束層面建立儲層構造模型，圖1為研究區地質構造模型，地質模型網格總數為339×100×9=305 100個。

在采用序貫高斯隨機模擬方法建立儲層屬性模型時，運用變差函數分析手段，首先將區域化變量的空間變異性進行度量，從而反映出油藏屬性空間變異程度隨距離的變化特征，定量描述區域化變量的空間相關性［4-5］。H3II2、H3II3、H3II5、H3II6層橫向上和縱向上具有不同的巖相特征，砂巖、泥巖以及干層分布變化情況較為多樣，造成小層的儲層參數分布特征各不相同，因此在進行變差函數分析時，按照相控屬性建模的原則［6］，分層分巖相分別進行變差函數的擬合，剖析儲層物性的分布特征，從而確保屬性模型的精度。圖2為研究區孔隙度模型，圖3為研究區滲透率模型，圖4為研究區巖相模型。

圖1 構造模型示意圖Fig．1 Schematic diagram of structuralmodel

圖2 孔隙度模型示意圖Fig．2 Schematic diagram of porosity m odel

圖3 滲透率模型示意圖Fig．3 Schematic diagram of permeability model

圖4 巖相模型示意圖Fig．4 Schematic diagram of lithic faciesmodel

3 油藏數值模擬研究

3．1開發歷史擬合

歷史擬合是油田開發生產動態過程的再現，并通過歷史擬合的精度來檢驗地質模型以及所設置的各項參數是否切合油藏實際［7-10］，對于稠油油藏開發來說，高精度的歷史擬合結果可以較為準確地解釋油藏開采前后剩余油分布的變化特征［11-12］。表1為CMG數值模擬擬合結果，歷史擬合結果表明，各小層地質儲量擬合誤差小于2%，定產液量擬合的情況下，全區日產油、含水率、累產油擬合情況較好。

表1 CMG數值模擬擬合結果Table 1 CMG numerical simulation of reserve volumematching

圖5為日產油、含水率歷史擬合曲線，圖6為累產油歷史擬合曲線，全區擬合精度達到97．28%，滿足工程需要的精度。

圖5 日產油、含水率歷史擬合曲線Fig．5 History matching plot of oil rate daily and water cut daily

圖6 累產油歷史擬合曲線Fig．6 H istory matching p lot of cumulative oil production rate

3．2稠油單井剩余油分布規律及成因類型

開采末期的剩余油飽和度解釋圖版能夠較為直觀地顯示出剩余油在橫向以及縱向上的靜態分布特征，油、水相流動向量圖能夠清晰地表現出油、水流線的動態走向，將剩余油飽和度解釋圖版與油、水相流動向量圖相結合，可以更加充分地描述出剩余油的分布規律。通過數值模擬結果所得的解釋圖版，并結合單井實際生產動態情況以及地質、測井解釋資料，針對單井的剩余油規律作出分析，從而建立了斷層遮擋型、邊水影響型、層間差異型、層內差異型以及井間富集型5種稠油井剩余油類型的劃分依據。

3．2．1斷層遮擋型剩余油油井目標區塊主要受41、42、47號北東走向、北西傾向封閉性正斷層控制，傾角呈42°～60°不等，斷距在10～65 m，斷裂發育，斷距較大，延伸距離遠，長度在0．4～5．0 km，結合剩余油飽和度場解釋圖版(圖7為斷層遮擋型剩余油分布圖、油相流動向量圖)以及單井采出狀況，位于斷層附近油井剩余油飽和度值較高，采出程度相對較低，油井受到斷層遮擋作用，泄油半徑明顯受限，靠近斷層一側蒸汽驅掃效果相對較差，呈現出單方向受效的特點，同時斷層附近地層處于鼻狀構造凹陷，地層傾角較大，蒸汽在注入的過程中受重力分異的影響，上傾突進，導致斷層凹陷附近原油滯留，動用程度較低。斷層+鼻狀凹陷雙重作用控制著剩余油的平面富集，由此劃分出斷層遮擋型稠油井。

圖7 斷層遮擋型剩余油分布圖、油相流動向量圖Fig．7 Remaining oil distribution and flux vectors of oil of fault sheltered

3．2．2邊水影響型剩余油油井蒸汽吞吐是依靠天然能量開采，高周期吞吐階段，隨著地下流體的不斷采出，油層產生壓力虧空，邊水沿著物性較好的優勢滲流帶推進至油井中，導致地層受熱不均，注入的蒸汽不能充分加熱地層，地層原油仍然保持較高黏度，致使原油流動性差，蒸汽驅掃效果不佳。在生產動態特征中呈現出產油量迅速下降，產水量迅速增加，油井周圍油層動用狀況不均，形成剩余油富集，圖8為邊水影響型剩余油分布圖、水相流動向量圖。如4306井H3II3層處于邊水區附近，射孔厚度4．6 m，吞吐第二周期即見邊水，日產液由第一周期的6．4 t上升至22．2 t，日產油由3．3 t下降至0．5 t，含水率由48．4%上升到97．8%，受邊水推進作用明顯。對照小層頂面構造圖邊水區井位分布解釋以及油井實際生產動態數據，并依據剩余油飽和度場的變化情況，從而劃分出邊水影響型剩余油油井。

圖8 邊水影響型剩余油分布圖、水相流動向量圖Fig．8 Remaining oil distribution and flux vectors of water of edge water impact

3．2．3層間差異型剩余油油井目標區塊層間物性差異較大，表2為儲層非均質性參數。注蒸汽開發過程中，受層間非均質性的影響，儲層物性較好的優勢滲流層段吸汽量大，蒸汽驅掃效果相對較好，致使相對低滲層動用狀況相對較差，形成剩余油富集，圖9為層間差異型剩余油分布示意圖。目標區塊H3II3層為主力油層，儲層物性相對較好，油層厚度較大，為優勢滲流層，非主力層段H3II2、H3II5、H3II6層油層厚度薄，在蒸汽合采過程中，蒸汽首先沿著物性好的優勢滲流層推進，導致縱向上層間吸汽量不均，受層間非均質性以及層間熱干擾作用影響，層間動用程度差異明顯。

表2 儲層非均質性參數Table 2 Reservoir heterogeneity parameters

圖9 層間差異型剩余油分布示意圖Fig．9 Distribution of remaining oil in the inter-layer difference

按照剩余油飽和度差值建立層間差異型剩余油油井的劃分標準，通過層間剩余油飽和度差值來定量表征層間物性差異的特點，每口油井層間的平均剩余油飽和度值進行兩兩作差，將差值與層間屬性參數(孔隙度、滲透率)差異相互對照，經過統計對比得出，平均剩余油飽和度差值≥0．12，能夠較為精確地反映出層間物性差異性的特征，從而將層間剩余油飽和度差值≥0．12確定為層間差異型油井的劃分標準。如4200井H3II3層平均孔隙度值為32．96%，平均滲透率值為1 660×10－3μm2，平均剩余油飽和度值為0．41，H3II5層平均孔隙度值為39%，平均滲透率值為479×10－3μm2，平均剩余油飽和度值為0．54，滲透率差值為1 181×10－3μm2，平均剩余油飽和度差值為0．13，層間矛盾較大，形成層間差異型剩余油。

3．2．4層內差異型剩余油油井目標區塊H3II3層以三角洲水下分流河道砂沉積為主要特征，砂巖十分發育，由于水下分流河道的側向遷移，發育斜層理、交錯層理、波狀層理。油層往往為多層迭覆的水下分流河道砂，形成正、反韻律以及復合韻律，層內存在非均質性，油層厚度大，儲層物性與沉積構造特征控制著蒸汽的驅油效率，斜層理、交錯層理發育的區域原油動用狀況較好，波狀層理發育區域原油動用程度較差，剩余油相對富集。同時受蒸汽超覆作用的影響，形成了正韻律+蒸汽超覆，反韻律+蒸汽超覆，復合韻律+蒸汽超覆3種驅油模式，造成了層內剩余油分布規律復雜多樣，復合韻律+蒸汽超覆使油層中部動用效果較高，上、下部剩余油相對富集，正韻律+蒸汽超覆使油層縱向動用程度相對均衡，中部易形成剩余油富集，反韻律+蒸汽超覆中、下部剩余油富集程度較高。

對H3II3層按照剩余油飽和度差值建立層內差異型剩余油油井的劃分標準，通過層內不同小層間的剩余油飽和度差值來定量表征層內物性差異的特點，油井H3II31、H3II32、H3II33小層的平均剩余油飽和度值進行兩兩作差，將差值與小層間屬性參數(孔隙度、滲透率)差異相互對照，經過統計對比得出，平均剩余油飽和度差值≥0．08，能夠較為精確的反映出層內物性差異性的特征，從而將層間剩余油飽和度差值≥0．08確定為層內差異型油井的劃分標準。如4001井H3II31層孔隙度為29．46%，滲透率為2 217×10－3μm2，平均剩余油飽和度值為0．44，H3II31層采出程度為26．2%。H3II32層孔隙度為28．05%，滲透率為1 356×10－3μm2，平均剩余油飽和度值為0．53，H3II32層采出程度為13．9%，層內兩小層間滲透率差值為861×10－3μm2，層內剩余油飽和度差異為0．09，層內非均質性較強，形成層內差異型剩余油，圖10為層內差異型剩余油分布示意圖。

3．2．5井間富集型剩余油油井位于區塊中心的局部井組，儲層非均質性差異不明顯，油井經過高周期吞吐后，蒸汽有效波及半徑30～35 m，圖11為井間富集型剩余油分布，根據剩余油飽和度圖版顯示，蒸汽波及范圍內，剩余油飽和度值較小，而井間剩余油飽和度值仍然較高，同時，注汽過程中，受井間汽竄以及注汽速度等因素影響，井間熱損失較大，在井組之間蒸汽波未充分波及加熱地層，不能形成有效的熱連通，導致井間仍存在剩余油富集，根據剩余油飽和度解釋圖版，從而劃分成井間富集型剩余油油井。

圖10 層內差異型剩余油分布示意圖Fig．10 Distribution of remaining oil in the layer

4 結論

(1)針對復雜斷塊油藏，將隨機建模方法與確定性建模方法相結合，按照相控屬性的原則能夠較為精細地刻畫出油藏的流體分布規律以及運聚特征，反映出實際油層、隔夾層物性參數在空間上的變化差異，從而更好地描述出油藏的非均質性的特點，保證地質模型能夠具有較高的精度，為后續的油藏數值模擬研究剩余油分布規律奠定基礎。

(2)基于油井生產動態分析以及數值模擬方法，對區塊的開發歷程進行歷史擬合，按照模擬得到的剩余油飽和度解釋圖版，油、水相流動向量圖以及地質參數解釋，找出稠油單井的剩余油分布特征，從而總結出斷層遮擋型、邊水影響型、層間差異型、層內差異型、井間富集型5種剩余油類型油井。在此基礎上，按照剩余油飽和度差異建立了單井層間差異型、層內差異型的劃分標準。層間差異型剩余油油井的劃分標準為層間剩余油飽和度差值≥0．12，層內差異型剩余油油井的劃分標準為層內剩余油飽和度差值≥0．08。在油田實際開發生產中，可以有針對性地依據5種剩余油成因類型油井分別制定不同的挖潛策略，實現單井的精細挖潛和調整。

圖11 井間富集型剩余油分布圖Fig．11 Remaining oil distribution of well-enrichment

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(編輯王戩麗)

Remaining Oil Distribution Features of Heavy Oil Fault-Block Reservoir

Chen Xinyu，Zhang Jicheng，Feng Yang
(School of Petroleum Engineering，Northeast Petroleum University，Daqing Heilongjiang 163318，China)

At present，the new shallow 45 fault oil field has entered the high cycle stage of huff and puff，which is affected by the static，dynamic factors such as fault，reservoir physical property，steam channeling，edge water and recovery situation．There are a lot of issues such as low pressure，low daily level of single well，low oil-gas ratio，more shutting down wells，more inefficient and ineffective production wells，poor development efficiency．In order to improve the development effect of reservoirs and further improve the oil recovery factor，on the basis of comprehensive analysis of the production and development dynamics of the block，meanwhile，integrating earthquake and geological analysis，the distribution features of remaining oil were found out using fine geologicalmodeling and numerical simulation．And the evaluation criteria of five kinds of remaining oil types was established according to the parameters such as the average remaining oil saturation and the recovery degree of single well．The research method suitable for single well remaining oil distribution law was summed up，providing guidance for subsequent fine adjustment and tapping the potential in oilfield．Keywords:Fine geologicalmodeling;Numerical simulation;Remaining oil;Distribution features

TE345

A

10．3969/j．issn．1006-396X．2017．04．011

1006-396X(2017)04-0055-07

2017-03-22

2017-04-10

東北石油大學研究生培養創新基地創新科研項目"低滲透油田強勢滲流通道表征方法與治理策略研究" (YJSCX2016-014NEPU)。

陳新宇(1992-)，男，碩士研究生，從事油氣田開發理論與技術研究;E-mail:chen_xinyu163@163．com。

張繼成(1972-)，男，博士，教授，從事油氣田開發理論與技術研究;E-mail:zhangjc777@163．com。