基于蒸汽驱精细储层拟合的井网加密调整研究

周润楠，魏建光

（东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆163318）

S区是一个背斜型砂岩油藏，没有气顶和不对称短轴背斜构造，具有均匀的压力系统，边水和底水情况稳定。实验区原始地层压力为11.65 MPa，饱和压力为10.52 MPa，地饱压差为1.03 MPa。油藏温度43oC，地温梯度42oC/km[1]。

S区过渡带分为北部过渡带和东部过渡带，整个过渡带地区面积约为51.6 km2，地质储量约为1.5×108t。北部过渡带位于开发区的北部，平均海拔高度约为150 m。与纯油区相比，该区域内油层的渗透率低，非均质性严重，原油物理性能差，特别是原油黏度较高，具有含水率高、采油速度低、产量递减快、综合含水率上升速度快、开发效果较差的特点[2]。

过渡区原油的物理性质存在着高含蜡量、高密度、高黏度的“三高”特点。原油的物理性质在垂向上表现为分段性。过渡带中原油的黏度随深度逐渐增加[3]。

随着油田前期的开发进展到一定阶段，对地下剩余油的认识更加困难，多数油田都已进入高含水、高采出阶段，储层特点表现为严重的非均质性。所以对油藏的精细研究要求更高。因此，地质建模已经成为对油藏进行精细描述的重要组成部分[4]。地质建模通常包括精细构造模型建立和储层属性模型建立。精细构造模型反映了储层结构基本特征及地下储层的三维空间布局。而油藏属性模型则清晰地反映了储层的空间分布和储层的含油性[5]。储层的精细建模在油藏精细描述中起着重要作用，并在前后连接过程中发挥着不可或缺的作用。以地质描述为基础，可以建立储层地质模型，而地质模型的建立也为后期数值模拟奠定了基础，使后期的指标预测更为准确精细[6]。因此，本文通过建立精细构造模型和储层属性模型，明确井网加密前后指标的变化规律，对后期的生产方案的调整具有指导作用。

1 精细构造模型及储层精细模型建立

1.1 精细构造模型建立

1.1.1 研究区构造模型建立 鉴于试验区井网布局情况密集、地质分层工作精细，在生成框架模型的构造面时，加入井点分层数据作为约束校正条件是十分必要的，可以使框架模型与井点施工深度完全相同[7]。井分层数据密集对校正算法的选取要求比较严格，不正确的算法会造成井校正良好的构造面与实际井点深度不吻合，或者造成构造面幅度的不均匀变化，还会对试验区的精细油藏描述工作产生误导。

由于移动平均法的平滑特性，通常被用于趋势变化的预测[8]。因此在井网密集的工区应用移动平均算法得到的残差面校正井点最为准确。当原始取样点分布稀疏且不规律时，可以采用规定井点数而不规定井点范围的方法，即取附近的点直到得到满足要求的井点数为止[9]。此时由于距离可能相差较大，正常的运算方法可能导致结果误差较大。因此通常采用加权移动平均法来抑制远处点的影响。

加权移动平均法的计算公式为：

式中，w1为第t－1期实际网格点权重；w2为第t－2期实际网格点权重；wn为第t－n期实际网格点权重；n为预测的网格点。

当使用加权平均法时，权重的选择是一个应该重视的问题。选择权重时最简单的办法就是经验方法和试算方法。通常，最新网格的数据对于准确预算未知的网格数据更有借鉴意义，因而权重的占比应该更大一些。

按照上述方法，运用Petrel残差面校正算法，通过加权平均法，得出如图1、2所示的研究区构造模型图和研究区构造栅状图。

图1 研究区构造模型Fig.1 Structure model diagram of the study area

图2 研究区构造栅状图Fig.2 Structural grid diagram of the study area

针对过渡带井网密集的特点，框架模型校正影响范围应用Across segments，可以获得最准确且真实的残差面校正点。

1.1.2 五条带油水界面划定及外含油边界确定

根据测井曲线进行评价井解释，结合后期试油结果，将有偏差的油底水顶深度进行修正，得到了较为准确的评价井单井油底水顶数据，画出评价井垂直跳带线油藏剖面图,如图3所示，并划定了五条带油水界面。

由图3可以看出，五条带为SI油层组过渡带，其外含油边界应为SI构造顶界面与五条带油水界面相交点投影到平面上所形成。由仅有的8条剖面所确定的SI顶趋势外延，结合对应油水界面确定了8个精度较高的相交点，在平面上依据相交点沿剖面方向距评价井的距离确定出相应的外含油边界点，井间段采用四条带经倾角外推计算得到相应位置，对空白区域进行约束，得到了完整的外含油边界位置，如图4所示。

图3 评价井垂直条带线油藏剖面图Fig.3 Vertical band profile of appraisal well

图4 五条带外含油边界图Fig.4 Oil-bearing boundary diagram of five belts

对图3、4进行分析，通过8口评价井剖面上油底水位置，按趋势外延SI顶面，得到与油水界面的交汇点，综合判定北过东区外扩区域油水界面位置为-1 060 m左右。

整个S区油水界面呈由西南到东北逐渐加深的趋势，尤其四条带北过与东过油水界面深度不同，北过-1 057 m，东过-1 053 m。为确定五条带油水界面深度，以评价井为核心，选取垂直于条带线方向，同一直线上的4口四条带辅助井制作跨条带剖面图，直观可以看出，每口评价井附近的油水界面均较四条带更深，初步可以判断出五条带整体油水界面延续前四个条带的规律，没有特殊变化。

根据所有段面的油水分界位置，可以确定五条带油水界面深度为北过-1 060 m，东过-1 056 m，与原四条带相比均下降3 m。

1.2 储层属性模型建立

储层三维建模最终将建立一个能准确反映地下储层物性空间分布的参数模型，包括孔隙度、渗透率、饱和度和有效厚度等物理参数[10]。由于地下储层物性分布的非均质性与各项异性，用少量观测点进行插值的确定性建模，不能真实反映其物理性质的空间变化。这是因为不仅储层物性参数的空间分布是随机的，而且储层物性参数的分布由储层砂体成因单元控制，表现为具有区域化变量的特征。另外，基于储层的微相模拟可以真实反映储层物性的非均质性。因此，地质统计学和随机过程模拟方法的应用，对于更好地定量描述储层岩石物性空间分布关系具有重要作用[11]。

利用petrophysical modeling流程，采用序贯高斯模拟（Sequential Gaussian Simulation）算法，使用沉积相模型作为约束条件，结合沉积相砂体的分布，对每种微相的变差函数范围进行调整，建立了能够反映孔隙度、渗透率、有效厚度、初始含油饱和度的属性图。图5为孔隙度和渗透率的属性图。

图5 各区块属性图Fig.5 Block attribute map

结合图5及其他物理性质的属性图可知不同储层的物性分布特点。过渡带地理位置处于背斜构造的边部，研究中未发现断层。油层埋藏比较深，由南向北的方向变化导致区块构造落差逐渐外推，发育了 SI、SII、SIII、PI及 PII油层组 51 个沉积单元,平均单井钻遇砂岩层数32.75个，砂岩厚度54.66 m,有效厚度34.42 m,渗透率为433×10-3μm2。根据各单元的微相分布、岩性、物性特征，将51个沉积单元划分为3类亚相和9种沉积类型，分流平原近岸、前缘相内前缘近岸、中岸为主要的沉积微相类型。其砂体展布受沉积相控制，在平面上的展布与河道走向一致。其构造形态特征呈北东向分布，砂岩顶界西南较高，向东北部逐渐变低。试验区内为河流-三角洲沉积，属于碎屑岩储油层。岩性主要由细砂岩、细粉砂岩和泥质粉砂岩组成，胶结物大多为泥质。对属性图的清楚认识有利于进一步认识不同储层分布特点。

1.3 地质储量及生产历史拟合

通常情况下，数据录入完成后，通过确定模型参数的可调范围，全面检查模型参数，对井区完成3个步骤的生产历史拟合。本文也采用这种方法完成试验区块生产历史的拟合工作。

1.3.1 确定模型参数的可调范围 通过收集和分析所有可以利用数据，从而确定模型参数的可调范围。首先分清哪些参数是确定的，哪些参数是可调的。例如，允许岩石压缩系数可以扩大一倍；相对渗透率曲线被认为是一个不确定的参数，可以进行适当修改；油、气的PVT性质被视为确定参数；在资料不多的情况下，也可以在一定范围内修改其油水界面参数。

1.3.2 对模型参数全面检查 油藏数值模拟中的许多数据，极有可能出现一定的错误。因此，在进行历史拟合之前，最为重要的工作即对模型数据进行全方位检查。数据检查包括模拟器自动检查和人工检查，通过模拟器自动检查和人工检查可以有效地避免数据错误产生的影响。

1.3.3 历史拟合 历史拟合主要分为压力拟合和饱和度拟合。进行压力拟合时，首先要拟合全区压力，然后再对单井压力进行拟合。单井压力拟合主要基于改变局部区域的渗透率或方向渗透率。当在全区进行压力拟合时，需要修改单个井点的压力[12]及单井点的含水率拟合情况。因此，压力拟合阶段改变方向渗透率会对以后含水率的拟合产生有利的影响。

通过上述方法对该区块储量进行预估并进行历史拟和，从而得到过渡带东块油层储量统计（见表1）。

由表1中可以看出，地质模型拟合北部过渡带东块 SI、SⅡ、SⅢ、PI、PⅡ组油层储量合计 8 104.4万t，原始地质储量7 729.9万t，SⅡ组储量明显高于其他区块，是后期开采主力。

以地质模型为基础，完成大约46年分层系、分井网的动态历史拟合工作，可以得到蒸汽驱历史拟合曲线（见图6）。由图6可知，该蒸汽驱历史储量拟合精度达到95.3%,拟合结果具有非常高的精度。

表1 过渡带东块油层储量统计Table 1 Statistical table of the reserves of the eastern block of the transition belt

图6 蒸汽驱历史拟合结果Fig.6 Fitting results of steam flooding history

2 井网加密后变化指标的研究

2.1 蒸汽试验区布井方案设计及优点

在原井网中，以两侧水井连线为东侧基线布井，排间加排，井间加井，形成的新老井的井间距为125 m，角井中间距为175 m的规则方形网格是一个反九点法区域井网。共部署井位64口（试验井49口；中心井4口；观察井11口）。其中新钻井51口（试验井45口，9注36采；观察井6口），利用老井13口（试验井2口、注水井转采2口、观察井9口）,措施工作量18井次（注水井转采2口，补孔2口，封堵14口井）。井网水驱控制程度达到99.1%。河道-河道连通率为54.4%。图7为试验区的井网部署。

新布井点位于高有效厚度（8 m以上）区域内，井网的控制程度高，河道-河道连通率高（54.4%）；位于四条带的井数比例较高（超过50%），剩余油较多，能够达到更好的驱替效果。

同时本方案避开在原水井排布新注入井，在原水井区域布油井，可以减少注蒸汽的热损失，提高蒸汽热利用率，有利于保证蒸汽驱效果。

图7 蒸汽试验区井网部署Fig.7 Well pattern deployment diagram of steam test area

2.2 蒸汽试验区加密后开发指标预测

2009年10月开始生产前，蒸汽驱试验区水驱采收率为30.41%，生产初期含水率达到89.62%。通过计算开采初期及加密后含水率得到蒸汽驱开发指标预测图（见图8）。通过对比加密前后采收率与含水率的关系，得到两者的关系曲线（见图9）。进而得出加密后采油速度曲线（见图10）。

由图8—10可知，该阶段采收率为9.54%，相比原井网可提高采收率1.81%，最终采收率可达39.955%，按照2016年加密调整，预计阶段采收率为8.95%，较原井网可提高采收率1.22%。

图8 蒸汽驱开发指标预测Fig.8 Prediction curve of steam drive development index

图9 蒸汽驱采收率与含水率关系Fig.9 Relation curve of recovery degree and water content of steam drive

图10 蒸汽驱加密前后采油速度Fig.10 Oil recovery rate curve before and after steam flooding

3 结 论

（1）北部过渡带砂岩顶部边界由西南向东北逐渐减小。第一、二条带含油饱和度相对较低，油层动用程度良好，三、四条带剩余油相对富集，这也是后期开发调整的潜力。

（2）蒸汽驱投产前水驱采收率为30.41%，投产初期含水率为89.62%，预计阶段采收率为9.54%，数值模拟预测蒸汽驱试验区块的阶段采收率将提高1.81%，最终采收率可达39.95%。

（3）通过地质模型拟合北部过渡带东块五条带油层储量合计8 104.4万t，原始地质储量7 729.9万t，储量拟合精度达到95.3%。

（4）通过对试验区井网加密前后开发指标的预测，可以有效地指导该区块后期的生产。