曹 洪，羅立娟，李照永，袁 娜

(1.中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712；2.中國石油大慶油田有限責任公司第十采油廠，黑龍江 大慶 166405)

大慶外圍油田扶楊油層經(jīng)過長時間的注水開發(fā)，綜合含水率高達80%以上，已進入中高含水開發(fā)階段，開采難度越來越大[1]。受裂縫和儲層非均質(zhì)的影響，剩余油分布十分復雜，措施和挖潛難度大[2-4]。因此需要開展油層剩余油預測方法研究，深化開發(fā)后期剩余油分布特征認識。

目前，剩余油描述方法主要以油藏數(shù)值模擬和動靜綜合分析為主[5]。油藏數(shù)值模擬法是現(xiàn)階段剩余油定量描述的主要方法，通過多學科精細油藏描述建立三維地質(zhì)模型，結合油田實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)開展油藏數(shù)值模擬，從而定量評價剩余油[6]。該方法應用中運算量較大,工作周期長，無法滿足油田級別或大區(qū)塊級別的剩余儲量評價，同時不能按照剩余油成因類型劈分剩余儲量，難以準確揭示油田開發(fā)中面臨的主要矛盾。動靜綜合分析法應用靜態(tài)精細地質(zhì)描述成果、產(chǎn)液吸水測試與生產(chǎn)動態(tài)資料，人機交互描述剩余油分布，能夠按照剩余油成因類型劈分計算剩余儲量，但是工作中存在人工分析工作量大、工作效率低的問題。因此，需要開展油層剩余油快速計算方法研究，全面評價剩余儲量潛力，為油田精細挖潛和規(guī)劃部署提供基礎。

1 扶楊油層地質(zhì)特征

大慶外圍扶楊油層屬于松遼盆地大規(guī)模凹陷前期沉積的一套地層，為下白堊統(tǒng)泉頭組三、四段沉積地層。儲層受成巖作用影響，油藏埋藏深度增加，物性逐漸變差[7]。朝陽溝、尚家和榆樹林的部分地區(qū)埋藏深度較淺(800～1 400 m)，孔隙度為12.0%～16.0%，滲透率(0.84～4.0)×10-3μm-2；肇州、肇源和葡南的部分地區(qū)埋藏深度較深(1 400～2 200 m)，孔隙度為10.0%～12.0%，滲透率(0.38～0.84)×10-3μm-2。結合大慶外圍油田巖心實測數(shù)據(jù)分析，在低滲透多孔介質(zhì)中，壓力梯度要高于啟動壓力梯度時，流體才能克服滲流阻力而發(fā)生流動[8-9]，見圖1。

圖1 大慶外圍油田啟動壓力與滲透率關系曲線

圖2 東部扶楊油層裂縫方位玫瑰花圖

此外，扶楊油層沉積后主要發(fā)生了青山口組沉積末期、嫩江組末期、依安組沉積末期三次大的構造運動[10]，不同時期的構造運動可以形成不同方向的構造裂縫。采用電成像測井、電導率異常檢測等技術分析，扶楊油層以近東西向裂縫為主[11]，見圖2。

2 細化扶楊油層剩余油類型

針對扶楊油層地質(zhì)特點，在原有8種剩余油類型基礎上，新增兩種類型剩余油：平面干擾Ⅱ型和井網(wǎng)控制不住Ⅱ型(見表1)。

表1 扶楊油層主要剩余油類型及成因

平面干擾Ⅱ型剩余油是指天然裂縫發(fā)育區(qū)塊，當井排方向與裂縫方向存在一定夾角時，裂縫方向油井含水上升快，垂直裂縫方向的油井無法有效動用，從而形成剩余油[12](見圖3)。井網(wǎng)控制不?、蛐褪Ｓ嘤褪侵妇W(wǎng)能夠鉆遇砂體，但注采井距大于有效驅(qū)動距離，導致無法建立有效驅(qū)動而形成的剩余油(見圖4)。

圖3 平面干擾Ⅱ型剩余油成因

圖4 井網(wǎng)控制不?、蛐褪Ｓ嘤?/p>

3 建立扶楊油層基于裂縫與非達西的油藏工程方法

針對低滲透扶楊油層存在裂縫和啟動壓力的地質(zhì)特點，建立基于裂縫與非達西的油水兩相滲流模型，結合油田實際建立不同井網(wǎng)形式與滲透率級別的滲流模板。

3.1 建立基于裂縫與非達西的油水兩相滲流模型

3.1.1 建立裂縫性油層等效介質(zhì)模型

低滲透裂縫性油層可以簡化成發(fā)育裂縫的裂縫區(qū)域和不發(fā)育裂縫的基質(zhì)區(qū)域，a為某斷面裂縫長度，b為某斷面基質(zhì)長度，bd為油層厚度(見圖5)。應用等效連續(xù)介質(zhì)理論，將低滲透裂縫性油層轉(zhuǎn)化為滲透率各向異性的連續(xù)介質(zhì)油層[13]。

圖5 裂縫性油層簡化模型

為建立裂縫發(fā)育油層等效介質(zhì)模型，首先引入裂縫的線連續(xù)性系數(shù)Cl，即：

(1)

式中：∑a為油層中某一斷面內(nèi)任一直線上裂縫面各段長度之和；∑b為油層中某斷面內(nèi)任一直線上完整巖石各段長度之和；Cl數(shù)值在0～1之間變化，Cl愈大說明裂縫連續(xù)性愈好，當Cl=1時，裂縫為貫通裂縫。

利用基質(zhì)滲透率、裂縫滲透率和裂縫線密度等參數(shù)，將裂縫性油層簡化成x、y兩個方向滲透率的各向異性的等效介質(zhì)油層。

Kx=Km+(ClKt-Km)Cdbf

(2)

(3)

式中：Kt為裂縫滲透率，μm2；Km為基質(zhì)滲透率，μm2；bf為裂縫開度，μm；Cd為裂縫的線密度，1/m。

3.1.2 建立等效連續(xù)介質(zhì)各向同性模型

天然裂縫性油層x方向滲透率為Kx，y方向滲透率Ky。對于各向異性儲層(Kx>Ky)，通過坐標轉(zhuǎn)換可以將天然裂縫性油層轉(zhuǎn)化為等效各向同性油層。以五點法井網(wǎng)為例，首先將原大地坐標系轉(zhuǎn)換為以平行和垂直于裂縫方向為主軸的坐標系。x、y表示在天然裂縫性油層坐標系中某井的橫縱坐標，x′、y′表示在各向異性油層坐標系中某井的橫縱坐標，x、y表示在各向同性油層坐標系中某井的橫縱坐標。通過滲流速度與滲流距離關系的求解，獲得各向異性油層轉(zhuǎn)換為各向同性油層時某井的坐標[14](見圖6)，坐標轉(zhuǎn)換公式即：

(4)

圖6 天然裂縫性油層向等效各向同性油層轉(zhuǎn)換圖

3.2 非達西油水兩相滲流方程的建立

依據(jù)達西定律，對應于兩相流的情況[15-16]，在線性驅(qū)替過程中壓力降是恒定的，假設油水兩相的壓力梯度相等，則在t時的總流量可表示為：

(5)

其中：

(6)

式中:λr為總的相對流動度，Pa-1·s-1；qt為總注入速度，m3/s；Kro為油相相對滲透率，小數(shù)；Krw為水相相對滲透率，小數(shù)；μw為地層水黏度，Pa·s；Kb為有效滲透率，μm2。

在等效各向同性油層基礎上，引入油水兩相啟動壓力梯度參數(shù)，建立基于裂縫及非達西的油水兩相滲流方程：

(7)

式中：qo為油相的流速，m3/s；qw為水相的流速，m3/s；Kro油相相對滲透率，小數(shù)；Krw為水相相對滲透率，小數(shù)；μw為地層水黏度，Pa·s；pi為注入端注入壓力，Pa；pp為采出端采油壓力，Pa；L為注采井井距，m；Go為油相的啟動壓力梯度，MPa/m；Gw為水相的啟動壓梯度，MPa/m。

3.3 建立油水兩相滲流模板

在流管法的基礎上，假定單元井網(wǎng)注采井間的的驅(qū)替過程都是非混相驅(qū)替過程，采用多孔介質(zhì)中均質(zhì)流體穩(wěn)定滲流時的流線表示單元井網(wǎng)的流線。利用流線模型劃分相應注采井網(wǎng)間的流管，以五點法和反九點法井網(wǎng)為例流線分布(見圖7)。在建立流管模型模擬井網(wǎng)注水井間單元滲流模型時，在劃分好流管的基礎上，將單根流管分成n個體積相等的格(見圖8)。

圖7 五點法和反九點法井網(wǎng)流線分布

圖8 單根流管劃分示意

通過建立注采井間的流管模型以及單根流管的網(wǎng)格劃分模型，將原本注采井間的二維混相驅(qū)替過程進行相應的簡化處理。

注采井間混相驅(qū)替過程轉(zhuǎn)化為沿一根根流管的一維驅(qū)替過程，即沿單根流管的驅(qū)替前緣不斷移動直至第n格水竄的過程。

3.3.1 單管含水飽和度So和含水率fw的求解

根據(jù)單管前緣推進方程，某一時間t時某飽和度Sw的位置：

VpSw=VpTQifw′

(8)

式中：Qi為注入流管的流體的孔隙體積倍數(shù)；VpSw為對應某含水飽和度Sw所在位置對應的流管體積，m3；VpT為流管的孔隙體積，m3；fw′為對應于某一含水飽和度時的含水率導數(shù)。

當Qi固定時，可求得每一個Vp(0≤Vp≤VpT)位置上的含水飽和度，從而建立流管飽和度剖面。

發(fā)生水竄前，假設注采平衡，注入體積等于驅(qū)出油的體積。發(fā)生水竄后，根據(jù)前緣推進方程可以獲得某一確定注入體積倍數(shù)Qi任意位置ξ處對應的含水率導數(shù)值，對整根流管體積范圍內(nèi)進行積分計算，求解出流管對應于某一確定注入體積倍數(shù)時的含水飽和度值Sw。對應求出發(fā)生水竄前與發(fā)生水竄后的含水飽和度值后，可根據(jù)含水飽和度與含水率的關系求解出對應于某一確定注入體積倍數(shù)時的流管的含水率值fw[16]。發(fā)生水竄前，對應于注入端的某一確定的注入體積倍數(shù)時，采出端采出為純油相，流管的整體含水率為0，發(fā)生水竄后可以根據(jù)上述方法獲得水竄后的含水率值。

3.3.2 單管視平均黏度的求解

對于兩相流情況，不同注入體積倍數(shù)下滲流阻力是不同的，可以用平均視黏度來表示。在線性驅(qū)替系統(tǒng)中，從前沿推進方程可得發(fā)生水竄前視平均黏度的表示為：

(9)

發(fā)生水竄之后的視平均黏度表示為：

(10)

3.3.3單管總流量與時間關系求解

用流管法計算線性驅(qū)替時，總流量與累計注入體積倍數(shù)有如下關系：

(11)

令tn和tn+1分別代表兩個連續(xù)時間，并假設qt可用(qtn+qtn+1)/2逼近表示，可以得到

(12)

如果n=0，那么tn=0且Qi=0。在此情況下，可用下式估算t1。

(13)

式中，qt0是油藏原始狀態(tài)下油的流量。

進行多管綜合時，將相同注入時間下各流管結果綜合，得到起終點都是相同的注采井間各流管匯集在一起的總動態(tài)。綜合求解步驟為：用單相流確定流線及流管分布；對每個流管給定一累計注入倍數(shù)Qi，計算各流管對應的飽和度分布和平均視黏度分布；計算流管中的總流量；計算相應的時間值；將相等時間值下各流管結果匯總，得到總流動動態(tài)。

3.4 建立扶楊油層不同物性條件和井網(wǎng)形式的滲流模板

根據(jù)大慶外圍油田實際開發(fā)井網(wǎng)及滲透率級別和天然裂縫的發(fā)育情況，建立了不同滲透率級別和井網(wǎng)形式的滲流模板。另外，根據(jù)扶楊油層已經(jīng)獲得的啟動壓力梯度與滲透率關系曲線，可計算出啟動壓力梯度與滲透率的關系式。因此，基于流管法計算注入體積倍數(shù)與飽和度分布、含水率變化規(guī)律，建立時間與注入體積倍數(shù)關系，依據(jù)滲流模板結果，實現(xiàn)了含油飽和度與含水率的快速求解。例如滲透率級別為(10～20)×10-3μm-2，裂縫夾角22.5°時，建立了反九點與線性井網(wǎng)條件下的滲流模板(見圖9)。

圖9 不同井網(wǎng)條件下滲透率及裂縫滲流模板

4 應用舉例

在扶楊油層基于裂縫與非達西的油藏工程方法的基礎上，編制完成了基于裂縫與非達西兩個計算模塊，可以快速計算各種類型剩余儲量潛力，及時搞清剩余油分布規(guī)律及主要剩余油類型，揭示油田的開發(fā)矛盾。

C55區(qū)塊位于朝陽溝油田的軸部，空氣滲透率12.7×10-3μm2，有效孔隙度16. 0%，地層原油黏度11.8 mPa·s。天然裂縫發(fā)育，裂縫主要發(fā)育方向為近東西向，即NE85°，裂縫滲透率1 500×10-3μm2，裂縫線密度0.065條/m，裂縫寬度0.9 mm，裂縫連續(xù)性系數(shù)0.9。1992年5月投入開發(fā)，初期采用300 m×300 m反九點面積井網(wǎng)布井，井排方向相對裂縫方向錯開22.5°，平均單井日產(chǎn)油4.86 t。1999年采用“3，2，1”方式加密，加密后井網(wǎng)為223 m×134 m。目前共有油水井186口，其中油井124口，生產(chǎn)油井88口，平均單井日產(chǎn)油0.64 t，年產(chǎn)油2.05×104t，綜合含水59.86%；注水井62口，生產(chǎn)水井57口，平均單井日注水12 m3，年注水19.28×104m3。原剩余油類型主要以層內(nèi)和注采不完善型為主。通過剩余油定量計算，細化后剩余油是以注采不完善型和平面干擾Ⅱ型為主，占區(qū)塊的62.9%。

S2區(qū)塊空氣滲透率1.02×10-3μm2，有效孔隙度12.3%，地層原油黏度3.6 mPa·s，啟動壓力梯度0.086 9 MPa/m。1998年9月投入開發(fā)，初期采用300 m×300 m反九點面積井網(wǎng)布井，平均單井日產(chǎn)油2.28 t，2002年開始局部加密。目前共有油水井157口，其中油井121口，生產(chǎn)油井89口，平均單井日產(chǎn)油0.56 t，年產(chǎn)油1.75×104t；注水井36口，生產(chǎn)水井26口，平均單井日注水5m3，年注水4.55×104m3，綜合含水30.9%。由于儲層致密，難以建立有效驅(qū)動，原剩余油類型主要以層內(nèi)和注采不完善型主，細分后剩余油是以井網(wǎng)控制不住Ⅱ型和注采不完善型主，占區(qū)塊的70.0%(見表2)。

表2 典型區(qū)塊扶楊油層剩余油類型細化前后剩余油儲量比例對比

5 結論

(1)扶楊油層儲層物性差，受啟動壓力梯度和部分區(qū)塊裂縫的影響，剩余油類型可新增井網(wǎng)控制不?、蛐秃推矫娓蓴_Ⅱ型。

(2)應用等效介質(zhì)模型把天然裂縫性油層轉(zhuǎn)換為各向同性油層，從而建立基于裂縫和非達西的油水兩相滲流模型。

(3)通過低滲透扶楊油層剩余油計算模塊在典型區(qū)塊的實際應用中，可以快速量化不同類型剩余油。裂縫發(fā)育區(qū)塊剩余油以注采不完善型和平面干擾Ⅱ型為主；儲層致密、存在啟動壓力梯度的區(qū)塊剩余油以注采不完善型和井網(wǎng)控制不?、蛐汀?/p>