基于蒸汽驅(qū)精細儲層擬合的井網(wǎng)加密調(diào)整研究

周潤楠，魏建光

（東北石油大學石油工程學院，黑龍江大慶163318）

S區(qū)是一個背斜型砂巖油藏，沒有氣頂和不對稱短軸背斜構(gòu)造，具有均勻的壓力系統(tǒng)，邊水和底水情況穩(wěn)定。實驗區(qū)原始地層壓力為11.65 MPa，飽和壓力為10.52 MPa，地飽壓差為1.03 MPa。油藏溫度43oC，地溫梯度42oC/km[1]。

S區(qū)過渡帶分為北部過渡帶和東部過渡帶，整個過渡帶地區(qū)面積約為51.6 km2，地質(zhì)儲量約為1.5×108t。北部過渡帶位于開發(fā)區(qū)的北部，平均海拔高度約為150 m。與純油區(qū)相比，該區(qū)域內(nèi)油層的滲透率低，非均質(zhì)性嚴重，原油物理性能差，特別是原油黏度較高，具有含水率高、采油速度低、產(chǎn)量遞減快、綜合含水率上升速度快、開發(fā)效果較差的特點[2]。

過渡區(qū)原油的物理性質(zhì)存在著高含蠟量、高密度、高黏度的“三高”特點。原油的物理性質(zhì)在垂向上表現(xiàn)為分段性。過渡帶中原油的黏度隨深度逐漸增加[3]。

隨著油田前期的開發(fā)進展到一定階段，對地下剩余油的認識更加困難，多數(shù)油田都已進入高含水、高采出階段，儲層特點表現(xiàn)為嚴重的非均質(zhì)性。所以對油藏的精細研究要求更高。因此，地質(zhì)建模已經(jīng)成為對油藏進行精細描述的重要組成部分[4]。地質(zhì)建模通常包括精細構(gòu)造模型建立和儲層屬性模型建立。精細構(gòu)造模型反映了儲層結(jié)構(gòu)基本特征及地下儲層的三維空間布局。而油藏屬性模型則清晰地反映了儲層的空間分布和儲層的含油性[5]。儲層的精細建模在油藏精細描述中起著重要作用，并在前后連接過程中發(fā)揮著不可或缺的作用。以地質(zhì)描述為基礎，可以建立儲層地質(zhì)模型，而地質(zhì)模型的建立也為后期數(shù)值模擬奠定了基礎，使后期的指標預測更為準確精細[6]。因此，本文通過建立精細構(gòu)造模型和儲層屬性模型，明確井網(wǎng)加密前后指標的變化規(guī)律，對后期的生產(chǎn)方案的調(diào)整具有指導作用。

1 精細構(gòu)造模型及儲層精細模型建立

1.1 精細構(gòu)造模型建立

1.1.1 研究區(qū)構(gòu)造模型建立 鑒于試驗區(qū)井網(wǎng)布局情況密集、地質(zhì)分層工作精細，在生成框架模型的構(gòu)造面時，加入井點分層數(shù)據(jù)作為約束校正條件是十分必要的，可以使框架模型與井點施工深度完全相同[7]。井分層數(shù)據(jù)密集對校正算法的選取要求比較嚴格，不正確的算法會造成井校正良好的構(gòu)造面與實際井點深度不吻合，或者造成構(gòu)造面幅度的不均勻變化，還會對試驗區(qū)的精細油藏描述工作產(chǎn)生誤導。

由于移動平均法的平滑特性，通常被用于趨勢變化的預測[8]。因此在井網(wǎng)密集的工區(qū)應用移動平均算法得到的殘差面校正井點最為準確。當原始取樣點分布稀疏且不規(guī)律時，可以采用規(guī)定井點數(shù)而不規(guī)定井點范圍的方法，即取附近的點直到得到滿足要求的井點數(shù)為止[9]。此時由于距離可能相差較大，正常的運算方法可能導致結(jié)果誤差較大。因此通常采用加權(quán)移動平均法來抑制遠處點的影響。

加權(quán)移動平均法的計算公式為：

式中，w1為第t－1期實際網(wǎng)格點權(quán)重；w2為第t－2期實際網(wǎng)格點權(quán)重；wn為第t－n期實際網(wǎng)格點權(quán)重；n為預測的網(wǎng)格點。

當使用加權(quán)平均法時，權(quán)重的選擇是一個應該重視的問題。選擇權(quán)重時最簡單的辦法就是經(jīng)驗方法和試算方法。通常，最新網(wǎng)格的數(shù)據(jù)對于準確預算未知的網(wǎng)格數(shù)據(jù)更有借鑒意義，因而權(quán)重的占比應該更大一些。

按照上述方法，運用Petrel殘差面校正算法，通過加權(quán)平均法，得出如圖1、2所示的研究區(qū)構(gòu)造模型圖和研究區(qū)構(gòu)造柵狀圖。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造模型Fig.1 Structure model diagram of the study area

圖2 研究區(qū)構(gòu)造柵狀圖Fig.2 Structural grid diagram of the study area

針對過渡帶井網(wǎng)密集的特點，框架模型校正影響范圍應用Across segments，可以獲得最準確且真實的殘差面校正點。

1.1.2 五條帶油水界面劃定及外含油邊界確定

根據(jù)測井曲線進行評價井解釋，結(jié)合后期試油結(jié)果，將有偏差的油底水頂深度進行修正，得到了較為準確的評價井單井油底水頂數(shù)據(jù)，畫出評價井垂直跳帶線油藏剖面圖,如圖3所示，并劃定了五條帶油水界面。

由圖3可以看出，五條帶為SI油層組過渡帶，其外含油邊界應為SI構(gòu)造頂界面與五條帶油水界面相交點投影到平面上所形成。由僅有的8條剖面所確定的SI頂趨勢外延，結(jié)合對應油水界面確定了8個精度較高的相交點，在平面上依據(jù)相交點沿剖面方向距評價井的距離確定出相應的外含油邊界點，井間段采用四條帶經(jīng)傾角外推計算得到相應位置，對空白區(qū)域進行約束，得到了完整的外含油邊界位置，如圖4所示。

圖3 評價井垂直條帶線油藏剖面圖Fig.3 Vertical band profile of appraisal well

圖4 五條帶外含油邊界圖Fig.4 Oil-bearing boundary diagram of five belts

對圖3、4進行分析，通過8口評價井剖面上油底水位置，按趨勢外延SI頂面，得到與油水界面的交匯點，綜合判定北過東區(qū)外擴區(qū)域油水界面位置為-1 060 m左右。

整個S區(qū)油水界面呈由西南到東北逐漸加深的趨勢，尤其四條帶北過與東過油水界面深度不同，北過-1 057 m，東過-1 053 m。為確定五條帶油水界面深度，以評價井為核心，選取垂直于條帶線方向，同一直線上的4口四條帶輔助井制作跨條帶剖面圖，直觀可以看出，每口評價井附近的油水界面均較四條帶更深，初步可以判斷出五條帶整體油水界面延續(xù)前四個條帶的規(guī)律，沒有特殊變化。

根據(jù)所有段面的油水分界位置，可以確定五條帶油水界面深度為北過-1 060 m，東過-1 056 m，與原四條帶相比均下降3 m。

1.2 儲層屬性模型建立

儲層三維建模最終將建立一個能準確反映地下儲層物性空間分布的參數(shù)模型，包括孔隙度、滲透率、飽和度和有效厚度等物理參數(shù)[10]。由于地下儲層物性分布的非均質(zhì)性與各項異性，用少量觀測點進行插值的確定性建模，不能真實反映其物理性質(zhì)的空間變化。這是因為不僅儲層物性參數(shù)的空間分布是隨機的，而且儲層物性參數(shù)的分布由儲層砂體成因單元控制，表現(xiàn)為具有區(qū)域化變量的特征。另外，基于儲層的微相模擬可以真實反映儲層物性的非均質(zhì)性。因此，地質(zhì)統(tǒng)計學和隨機過程模擬方法的應用，對于更好地定量描述儲層巖石物性空間分布關(guān)系具有重要作用[11]。

利用petrophysical modeling流程，采用序貫高斯模擬（Sequential Gaussian Simulation）算法，使用沉積相模型作為約束條件，結(jié)合沉積相砂體的分布，對每種微相的變差函數(shù)范圍進行調(diào)整，建立了能夠反映孔隙度、滲透率、有效厚度、初始含油飽和度的屬性圖。圖5為孔隙度和滲透率的屬性圖。

圖5 各區(qū)塊屬性圖Fig.5 Block attribute map

結(jié)合圖5及其他物理性質(zhì)的屬性圖可知不同儲層的物性分布特點。過渡帶地理位置處于背斜構(gòu)造的邊部，研究中未發(fā)現(xiàn)斷層。油層埋藏比較深，由南向北的方向變化導致區(qū)塊構(gòu)造落差逐漸外推，發(fā)育了 SI、SII、SIII、PI及 PII油層組 51 個沉積單元,平均單井鉆遇砂巖層數(shù)32.75個，砂巖厚度54.66 m,有效厚度34.42 m,滲透率為433×10-3μm2。根據(jù)各單元的微相分布、巖性、物性特征，將51個沉積單元劃分為3類亞相和9種沉積類型，分流平原近岸、前緣相內(nèi)前緣近岸、中岸為主要的沉積微相類型。其砂體展布受沉積相控制，在平面上的展布與河道走向一致。其構(gòu)造形態(tài)特征呈北東向分布，砂巖頂界西南較高，向東北部逐漸變低。試驗區(qū)內(nèi)為河流-三角洲沉積，屬于碎屑巖儲油層。巖性主要由細砂巖、細粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖組成，膠結(jié)物大多為泥質(zhì)。對屬性圖的清楚認識有利于進一步認識不同儲層分布特點。

1.3 地質(zhì)儲量及生產(chǎn)歷史擬合

通常情況下，數(shù)據(jù)錄入完成后，通過確定模型參數(shù)的可調(diào)范圍，全面檢查模型參數(shù)，對井區(qū)完成3個步驟的生產(chǎn)歷史擬合。本文也采用這種方法完成試驗區(qū)塊生產(chǎn)歷史的擬合工作。

1.3.1 確定模型參數(shù)的可調(diào)范圍 通過收集和分析所有可以利用數(shù)據(jù)，從而確定模型參數(shù)的可調(diào)范圍。首先分清哪些參數(shù)是確定的，哪些參數(shù)是可調(diào)的。例如，允許巖石壓縮系數(shù)可以擴大一倍；相對滲透率曲線被認為是一個不確定的參數(shù)，可以進行適當修改；油、氣的PVT性質(zhì)被視為確定參數(shù)；在資料不多的情況下，也可以在一定范圍內(nèi)修改其油水界面參數(shù)。

1.3.2 對模型參數(shù)全面檢查 油藏數(shù)值模擬中的許多數(shù)據(jù)，極有可能出現(xiàn)一定的錯誤。因此，在進行歷史擬合之前，最為重要的工作即對模型數(shù)據(jù)進行全方位檢查。數(shù)據(jù)檢查包括模擬器自動檢查和人工檢查，通過模擬器自動檢查和人工檢查可以有效地避免數(shù)據(jù)錯誤產(chǎn)生的影響。

1.3.3 歷史擬合 歷史擬合主要分為壓力擬合和飽和度擬合。進行壓力擬合時，首先要擬合全區(qū)壓力，然后再對單井壓力進行擬合。單井壓力擬合主要基于改變局部區(qū)域的滲透率或方向滲透率。當在全區(qū)進行壓力擬合時，需要修改單個井點的壓力[12]及單井點的含水率擬合情況。因此，壓力擬合階段改變方向滲透率會對以后含水率的擬合產(chǎn)生有利的影響。

通過上述方法對該區(qū)塊儲量進行預估并進行歷史擬和，從而得到過渡帶東塊油層儲量統(tǒng)計（見表1）。

由表1中可以看出，地質(zhì)模型擬合北部過渡帶東塊 SI、SⅡ、SⅢ、PI、PⅡ組油層儲量合計 8 104.4萬t，原始地質(zhì)儲量7 729.9萬t，SⅡ組儲量明顯高于其他區(qū)塊，是后期開采主力。

以地質(zhì)模型為基礎，完成大約46年分層系、分井網(wǎng)的動態(tài)歷史擬合工作，可以得到蒸汽驅(qū)歷史擬合曲線（見圖6）。由圖6可知，該蒸汽驅(qū)歷史儲量擬合精度達到95.3%,擬合結(jié)果具有非常高的精度。

表1 過渡帶東塊油層儲量統(tǒng)計Table 1 Statistical table of the reserves of the eastern block of the transition belt

圖6 蒸汽驅(qū)歷史擬合結(jié)果Fig.6 Fitting results of steam flooding history

2 井網(wǎng)加密后變化指標的研究

2.1 蒸汽試驗區(qū)布井方案設計及優(yōu)點

在原井網(wǎng)中，以兩側(cè)水井連線為東側(cè)基線布井，排間加排，井間加井，形成的新老井的井間距為125 m，角井中間距為175 m的規(guī)則方形網(wǎng)格是一個反九點法區(qū)域井網(wǎng)。共部署井位64口（試驗井49口；中心井4口；觀察井11口）。其中新鉆井51口（試驗井45口，9注36采；觀察井6口），利用老井13口（試驗井2口、注水井轉(zhuǎn)采2口、觀察井9口）,措施工作量18井次（注水井轉(zhuǎn)采2口，補孔2口，封堵14口井）。井網(wǎng)水驅(qū)控制程度達到99.1%。河道-河道連通率為54.4%。圖7為試驗區(qū)的井網(wǎng)部署。

新布井點位于高有效厚度（8 m以上）區(qū)域內(nèi)，井網(wǎng)的控制程度高，河道-河道連通率高（54.4%）；位于四條帶的井數(shù)比例較高（超過50%），剩余油較多，能夠達到更好的驅(qū)替效果。

同時本方案避開在原水井排布新注入井，在原水井區(qū)域布油井，可以減少注蒸汽的熱損失，提高蒸汽熱利用率，有利于保證蒸汽驅(qū)效果。

圖7 蒸汽試驗區(qū)井網(wǎng)部署Fig.7 Well pattern deployment diagram of steam test area

2.2 蒸汽試驗區(qū)加密后開發(fā)指標預測

2009年10月開始生產(chǎn)前，蒸汽驅(qū)試驗區(qū)水驅(qū)采收率為30.41%，生產(chǎn)初期含水率達到89.62%。通過計算開采初期及加密后含水率得到蒸汽驅(qū)開發(fā)指標預測圖（見圖8）。通過對比加密前后采收率與含水率的關(guān)系，得到兩者的關(guān)系曲線（見圖9）。進而得出加密后采油速度曲線（見圖10）。

由圖8—10可知，該階段采收率為9.54%，相比原井網(wǎng)可提高采收率1.81%，最終采收率可達39.955%，按照2016年加密調(diào)整，預計階段采收率為8.95%，較原井網(wǎng)可提高采收率1.22%。

圖8 蒸汽驅(qū)開發(fā)指標預測Fig.8 Prediction curve of steam drive development index

圖9 蒸汽驅(qū)采收率與含水率關(guān)系Fig.9 Relation curve of recovery degree and water content of steam drive

圖10 蒸汽驅(qū)加密前后采油速度Fig.10 Oil recovery rate curve before and after steam flooding

3 結(jié) 論

（1）北部過渡帶砂巖頂部邊界由西南向東北逐漸減小。第一、二條帶含油飽和度相對較低，油層動用程度良好，三、四條帶剩余油相對富集，這也是后期開發(fā)調(diào)整的潛力。

（2）蒸汽驅(qū)投產(chǎn)前水驅(qū)采收率為30.41%，投產(chǎn)初期含水率為89.62%，預計階段采收率為9.54%，數(shù)值模擬預測蒸汽驅(qū)試驗區(qū)塊的階段采收率將提高1.81%，最終采收率可達39.95%。

（3）通過地質(zhì)模型擬合北部過渡帶東塊五條帶油層儲量合計8 104.4萬t，原始地質(zhì)儲量7 729.9萬t，儲量擬合精度達到95.3%。

（4）通過對試驗區(qū)井網(wǎng)加密前后開發(fā)指標的預測，可以有效地指導該區(qū)塊后期的生產(chǎn)。