断块稠油油藏剩余油分布特征研究

陈新宇，张继成，冯阳(东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆163318)

断块稠油油藏剩余油分布特征研究

陈新宇，张继成，冯阳
(东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆163318)

目前，新浅45断块油田进入高周期吞吐阶段，受断层、储层物性、汽窜、边水、采出状况等静、动态因素的影响，出现了压力低、单井日产水平低、油气比低，关停井较多、低效无效生产井多、开发效益差等诸多问题，为改善油藏开发效果，进一步提高采收率，在全面分析该区块生产开发动态的基础上，综合地震、地质分析，采用精细地质建模与数值模拟相结合的方法，找出剩余油的分布特征，并依据单井的平均剩余油饱和度、采出程度等不同参数建立了5种剩余油类型的评价标准，从而总结出适用于单井剩余油分布规律的研究方法，为油田后续精细调整和挖潜提供指导依据。

精细地质建模;数值模拟;剩余油;分布特征

新庄油田新浅45断块位于泌阳凹陷北部斜坡断裂带，属于断块断鼻圈闭，油藏构造格局受北东走向、北西倾向的两组正断层控制明显，砂体大部分伸入凹陷中部生油区内或邻近油源区，使凹陷中心的油源具有良好的疏导层，可充分向外运移，且泥岩盖层与储集层间互，呈略等厚互层，形成了多套有利的储盖组合。

油藏主力层段为H3II2层、H3II3层、H3II5层、H3II6层，上下油层中间分布泥岩隔层H3II2-3层、H3II3-5层、H3II3-6层，油藏埋深在90～250 m，其中H3II3层厚度相对较大，范围在5～10 m，其余小层厚度均小于5 m，各单层含油面积大于0．3 km2，含油宽带约300 m，属于特薄油层，同时各油层在构造低部位存在面积不等的边水区，且不具有统一的油水界面。储层岩性特征以灰白色砾状砂岩、砾岩、粉砂岩为主，胶结物以泥质为主，胶结类型一般为孔隙式胶结，油层物性好，平均孔隙度为30．44%，平均渗透率为2 209．4×10－3μm2。地面原油相对密度0．936 1～0．966 6 g/cm3，油层温度下脱气原油黏度11 258～20 876 mPa·s，属于特稠油油藏。

1 油藏开发现状

新浅45断块于2005年大规模蒸汽吞吐开发至今，随着蒸汽吞吐周期数的不断增加，开发效果逐渐变差，该区块目前平均单井日产液只有9 t，日产油0．6 t，含水率高达93．3%，油气比0．13，关停井较多，低效无效生产井多，开发效益差，蒸汽吞吐周期均已达到10周期以上，正处于中后期开发阶段。

2 精细地质建模

新浅45断块油藏属于断层+剥蚀面复合，浅薄层状边水油藏类型，储集层构造复杂，精细描述油水运聚及分布特征以及精确定量表征油藏的储渗特性尤为关键。由于区块断裂与鼻状构造为油气的聚集提供了良好的圈闭条件，油气的运聚特征和分布规律受构造和断裂系统控制明显，所以将断层确定为研究区边界。该区块断点数据缺失且地震解释数据较少，不足以充分描述断层走向形态以及相互之间的交切关系等。在地质建模过程中，参照各层顶面构造图的断层解释，采用pillar建立目标区块的断裂系统，同时利用搜集到的断点数据作进一步约束校准，不仅避开了不同断层间的求交运算，同时避免了pillar网格扭曲变形的局限性，从而较好地控制断层模型的精度。采用确定性建模方法建立研究区块的岩相模型，分成砂岩、泥岩以及干层3种岩相，在此基础上，优选序贯高斯随机模拟的方法建立储层属性模型［1-3］。层面模型依据各小层顶面构造解释图版，平面上几何网络模型步长设置为5 m×5 m，考虑所建地质模型能够充分反映出油层以及隔夹层的物性参数等变化特征，对厚度较大的H3II3层垂向上等距细分成H3II31、H3II32和H3II33三个网格，运用收敛插值算法，并结合井点的分层数据协同约束层面建立储层构造模型，图1为研究区地质构造模型，地质模型网格总数为339×100×9=305 100个。

在采用序贯高斯随机模拟方法建立储层属性模型时，运用变差函数分析手段，首先将区域化变量的空间变异性进行度量，从而反映出油藏属性空间变异程度随距离的变化特征，定量描述区域化变量的空间相关性［4-5］。H3II2、H3II3、H3II5、H3II6层横向上和纵向上具有不同的岩相特征，砂岩、泥岩以及干层分布变化情况较为多样，造成小层的储层参数分布特征各不相同，因此在进行变差函数分析时，按照相控属性建模的原则［6］，分层分岩相分别进行变差函数的拟合，剖析储层物性的分布特征，从而确保属性模型的精度。图2为研究区孔隙度模型，图3为研究区渗透率模型，图4为研究区岩相模型。

图1 构造模型示意图Fig．1 Schematic diagram of structuralmodel

图2 孔隙度模型示意图Fig．2 Schematic diagram of porosity m odel

图3 渗透率模型示意图Fig．3 Schematic diagram of permeability model

图4 岩相模型示意图Fig．4 Schematic diagram of lithic faciesmodel

3 油藏数值模拟研究

3．1开发历史拟合

历史拟合是油田开发生产动态过程的再现，并通过历史拟合的精度来检验地质模型以及所设置的各项参数是否切合油藏实际［7-10］，对于稠油油藏开发来说，高精度的历史拟合结果可以较为准确地解释油藏开采前后剩余油分布的变化特征［11-12］。表1为CMG数值模拟拟合结果，历史拟合结果表明，各小层地质储量拟合误差小于2%，定产液量拟合的情况下，全区日产油、含水率、累产油拟合情况较好。

表1 CMG数值模拟拟合结果Table 1 CMG numerical simulation of reserve volumematching

图5为日产油、含水率历史拟合曲线，图6为累产油历史拟合曲线，全区拟合精度达到97．28%，满足工程需要的精度。

图5 日产油、含水率历史拟合曲线Fig．5 History matching plot of oil rate daily and water cut daily

图6 累产油历史拟合曲线Fig．6 H istory matching p lot of cumulative oil production rate

3．2稠油单井剩余油分布规律及成因类型

开采末期的剩余油饱和度解释图版能够较为直观地显示出剩余油在横向以及纵向上的静态分布特征，油、水相流动向量图能够清晰地表现出油、水流线的动态走向，将剩余油饱和度解释图版与油、水相流动向量图相结合，可以更加充分地描述出剩余油的分布规律。通过数值模拟结果所得的解释图版，并结合单井实际生产动态情况以及地质、测井解释资料，针对单井的剩余油规律作出分析，从而建立了断层遮挡型、边水影响型、层间差异型、层内差异型以及井间富集型5种稠油井剩余油类型的划分依据。

3．2．1断层遮挡型剩余油油井目标区块主要受41、42、47号北东走向、北西倾向封闭性正断层控制，倾角呈42°～60°不等，断距在10～65 m，断裂发育，断距较大，延伸距离远，长度在0．4～5．0 km，结合剩余油饱和度场解释图版(图7为断层遮挡型剩余油分布图、油相流动向量图)以及单井采出状况，位于断层附近油井剩余油饱和度值较高，采出程度相对较低，油井受到断层遮挡作用，泄油半径明显受限，靠近断层一侧蒸汽驱扫效果相对较差，呈现出单方向受效的特点，同时断层附近地层处于鼻状构造凹陷，地层倾角较大，蒸汽在注入的过程中受重力分异的影响，上倾突进，导致断层凹陷附近原油滞留，动用程度较低。断层+鼻状凹陷双重作用控制着剩余油的平面富集，由此划分出断层遮挡型稠油井。

图7 断层遮挡型剩余油分布图、油相流动向量图Fig．7 Remaining oil distribution and flux vectors of oil of fault sheltered

3．2．2边水影响型剩余油油井蒸汽吞吐是依靠天然能量开采，高周期吞吐阶段，随着地下流体的不断采出，油层产生压力亏空，边水沿着物性较好的优势渗流带推进至油井中，导致地层受热不均，注入的蒸汽不能充分加热地层，地层原油仍然保持较高黏度，致使原油流动性差，蒸汽驱扫效果不佳。在生产动态特征中呈现出产油量迅速下降，产水量迅速增加，油井周围油层动用状况不均，形成剩余油富集，图8为边水影响型剩余油分布图、水相流动向量图。如4306井H3II3层处于边水区附近，射孔厚度4．6 m，吞吐第二周期即见边水，日产液由第一周期的6．4 t上升至22．2 t，日产油由3．3 t下降至0．5 t，含水率由48．4%上升到97．8%，受边水推进作用明显。对照小层顶面构造图边水区井位分布解释以及油井实际生产动态数据，并依据剩余油饱和度场的变化情况，从而划分出边水影响型剩余油油井。

图8 边水影响型剩余油分布图、水相流动向量图Fig．8 Remaining oil distribution and flux vectors of water of edge water impact

3．2．3层间差异型剩余油油井目标区块层间物性差异较大，表2为储层非均质性参数。注蒸汽开发过程中，受层间非均质性的影响，储层物性较好的优势渗流层段吸汽量大，蒸汽驱扫效果相对较好，致使相对低渗层动用状况相对较差，形成剩余油富集，图9为层间差异型剩余油分布示意图。目标区块H3II3层为主力油层，储层物性相对较好，油层厚度较大，为优势渗流层，非主力层段H3II2、H3II5、H3II6层油层厚度薄，在蒸汽合采过程中，蒸汽首先沿着物性好的优势渗流层推进，导致纵向上层间吸汽量不均，受层间非均质性以及层间热干扰作用影响，层间动用程度差异明显。

表2 储层非均质性参数Table 2 Reservoir heterogeneity parameters

图9 层间差异型剩余油分布示意图Fig．9 Distribution of remaining oil in the inter-layer difference

按照剩余油饱和度差值建立层间差异型剩余油油井的划分标准，通过层间剩余油饱和度差值来定量表征层间物性差异的特点，每口油井层间的平均剩余油饱和度值进行两两作差，将差值与层间属性参数(孔隙度、渗透率)差异相互对照，经过统计对比得出，平均剩余油饱和度差值≥0．12，能够较为精确地反映出层间物性差异性的特征，从而将层间剩余油饱和度差值≥0．12确定为层间差异型油井的划分标准。如4200井H3II3层平均孔隙度值为32．96%，平均渗透率值为1 660×10－3μm2，平均剩余油饱和度值为0．41，H3II5层平均孔隙度值为39%，平均渗透率值为479×10－3μm2，平均剩余油饱和度值为0．54，渗透率差值为1 181×10－3μm2，平均剩余油饱和度差值为0．13，层间矛盾较大，形成层间差异型剩余油。

3．2．4层内差异型剩余油油井目标区块H3II3层以三角洲水下分流河道砂沉积为主要特征，砂岩十分发育，由于水下分流河道的侧向迁移，发育斜层理、交错层理、波状层理。油层往往为多层迭覆的水下分流河道砂，形成正、反韵律以及复合韵律，层内存在非均质性，油层厚度大，储层物性与沉积构造特征控制着蒸汽的驱油效率，斜层理、交错层理发育的区域原油动用状况较好，波状层理发育区域原油动用程度较差，剩余油相对富集。同时受蒸汽超覆作用的影响，形成了正韵律+蒸汽超覆，反韵律+蒸汽超覆，复合韵律+蒸汽超覆3种驱油模式，造成了层内剩余油分布规律复杂多样，复合韵律+蒸汽超覆使油层中部动用效果较高，上、下部剩余油相对富集，正韵律+蒸汽超覆使油层纵向动用程度相对均衡，中部易形成剩余油富集，反韵律+蒸汽超覆中、下部剩余油富集程度较高。

对H3II3层按照剩余油饱和度差值建立层内差异型剩余油油井的划分标准，通过层内不同小层间的剩余油饱和度差值来定量表征层内物性差异的特点，油井H3II31、H3II32、H3II33小层的平均剩余油饱和度值进行两两作差，将差值与小层间属性参数(孔隙度、渗透率)差异相互对照，经过统计对比得出，平均剩余油饱和度差值≥0．08，能够较为精确的反映出层内物性差异性的特征，从而将层间剩余油饱和度差值≥0．08确定为层内差异型油井的划分标准。如4001井H3II31层孔隙度为29．46%，渗透率为2 217×10－3μm2，平均剩余油饱和度值为0．44，H3II31层采出程度为26．2%。H3II32层孔隙度为28．05%，渗透率为1 356×10－3μm2，平均剩余油饱和度值为0．53，H3II32层采出程度为13．9%，层内两小层间渗透率差值为861×10－3μm2，层内剩余油饱和度差异为0．09，层内非均质性较强，形成层内差异型剩余油，图10为层内差异型剩余油分布示意图。

3．2．5井间富集型剩余油油井位于区块中心的局部井组，储层非均质性差异不明显，油井经过高周期吞吐后，蒸汽有效波及半径30～35 m，图11为井间富集型剩余油分布，根据剩余油饱和度图版显示，蒸汽波及范围内，剩余油饱和度值较小，而井间剩余油饱和度值仍然较高，同时，注汽过程中，受井间汽窜以及注汽速度等因素影响，井间热损失较大，在井组之间蒸汽波未充分波及加热地层，不能形成有效的热连通，导致井间仍存在剩余油富集，根据剩余油饱和度解释图版，从而划分成井间富集型剩余油油井。

图10 层内差异型剩余油分布示意图Fig．10 Distribution of remaining oil in the layer

4 结论

(1)针对复杂断块油藏，将随机建模方法与确定性建模方法相结合，按照相控属性的原则能够较为精细地刻画出油藏的流体分布规律以及运聚特征，反映出实际油层、隔夹层物性参数在空间上的变化差异，从而更好地描述出油藏的非均质性的特点，保证地质模型能够具有较高的精度，为后续的油藏数值模拟研究剩余油分布规律奠定基础。

(2)基于油井生产动态分析以及数值模拟方法，对区块的开发历程进行历史拟合，按照模拟得到的剩余油饱和度解释图版，油、水相流动向量图以及地质参数解释，找出稠油单井的剩余油分布特征，从而总结出断层遮挡型、边水影响型、层间差异型、层内差异型、井间富集型5种剩余油类型油井。在此基础上，按照剩余油饱和度差异建立了单井层间差异型、层内差异型的划分标准。层间差异型剩余油油井的划分标准为层间剩余油饱和度差值≥0．12，层内差异型剩余油油井的划分标准为层内剩余油饱和度差值≥0．08。在油田实际开发生产中，可以有针对性地依据5种剩余油成因类型油井分别制定不同的挖潜策略，实现单井的精细挖潜和调整。

图11 井间富集型剩余油分布图Fig．11 Remaining oil distribution of well-enrichment

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(编辑王戬丽)

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

东北石油大学研究生培养创新基地创新科研项目"低渗透油田强势渗流通道表征方法与治理策略研究" (YJSCX2016-014NEPU)。

陈新宇(1992-)，男，硕士研究生，从事油气田开发理论与技术研究;E-mail:chen_xinyu163@163．com。

张继成(1972-)，男，博士，教授，从事油气田开发理论与技术研究;E-mail:zhangjc777@163．com。