郭 奇，李 祯，李 平

(1.中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257000；2.胜利石油管理局 博士后科研工作站，山东 东营 257000；3.胜利石油工程公司 测井公司，山东 东营 257000；4.中国石油大学(华东)机电装备总厂，山东 青岛 266555)

0 引 言

随着油田的深入开发及曲流河点坝内部构型研究的不断深入，特高含水期剩余油的挖潜方式成为目前研究的热点[1-4]。点坝砂体受曲流河沉积影响，储层物性往往呈现正韵律分布，通过测井解释及室内岩心实验等手段发现水驱冲刷后孔隙度的变化幅度比较小[5]，而渗透率及相渗曲线的变化幅度较明显。目前的数值模拟方法在连续性表征、方向性表征及计算结果稳定性方面均存在缺陷[6-9]，同时没有考虑中孔中渗及高孔高渗储层在长期注水冲刷中物性变化规律的差别。为了解决这些问题，需要在实验研究的基础上形成考虑不同物性级别储层参数时变的数值模拟技术。不少学者对点坝储层构型及剩余油分布模式进行了研究。赵翰卿[10]利用航空照片，对废弃河道进行了描述；岳大力等[11-12]通过概念模型数值模拟认为河道顶部及侧积体内中上部剩余油储量丰度大，剩余油富集；闫白泉等[13]在对杏北地区点坝侧积夹层分析的基础上，认为点坝中下部水淹严重，剩余油主要集中在中上部。然而对于点坝内部构型建模方法及确定特高含水期点坝储层上部剩余油富集区水平井挖潜位置的研究目前还处于探索阶段。

本次研究以中高渗储层室内实验为基础，确定特高含水期不同物性级别储层参数变化规律，利用界面约束和多点地质统计学方法建立反映点坝内部构型的三维地质模型，形成以流场强度为指导的特高含水期水平井挖潜对策。

1 中高渗储层高倍水驱物性变化规律及表征方法

1.1 中高渗储层特高含水期室内实验研究

中高渗储层在进入高含水开发阶段物性的宏观、微观及流体分布特征会发生变化，为了准确描述储层参数对流场变化造成的影响，选取大港油田港东区块密闭取心井岩心进行注水模拟实验，对比不同物性级别下油藏参数变化规律[14-16]。

岩心铅封后，选取具有代表性的天然岩心进行水驱实验，测定不同PV数条件下岩心的渗透率。对比分析港东油田58块不同物性级别岩心样品水驱前后物性变化情况，对于中孔中渗储层，渗透率在500×10-3μm2以下样品水驱后储集层孔隙度和渗透率呈现不同程度的减小，后期减小幅度降低；而对于渗透率大于1 000×10-3μm2的高孔高渗样品随着过水倍数的增大，岩心渗透率逐渐增大，后期趋于平稳；注入水冲刷对中孔中渗及高孔高渗储层油水相对渗透率影响的变化趋势均表现为随着过水倍数的增加，残余油饱和度减小、束缚水饱和度增大，储层润湿性向亲水方向发展，残余油饱和度对应的水相渗透率减小。

对于高孔渗储层，随着水洗时间的延长，当迁移颗粒的产出量达到一定程度时，孔喉半径开始增大，渗透率开始增加，并随产出物的增加而迅速增加。而对于中低孔渗储层，注入水会使得储层内细小颗粒运移，导致孔隙喉道堵塞，使得渗透率降低。

通过实验得到渗透率随过水倍数的变化规律，见图1和图2。利用曲线回归得出如下渗透率变化倍数与过水倍数的函数关系。

图1 高孔渗储层渗透率变化倍数与过水倍数关系图

图2 中低孔渗储层渗透率变化倍数与过水倍数关系图

对于高孔渗储层：

Mk=0.9966Vp0.0195

(1)

对于中低孔渗储层：

Mk=3×10-7Vp2-0.0007Vp+1.0821

(2)

式中：Mk为渗透率变化倍数，Vp为过水倍数。

1.2 中高渗储层物性时变表征方法

本次研究应用网格过水倍数与储层物性之间的函数来表征中高渗储层特高含水期参数时变性，首先根据达西方程推导出每个网格的注水倍数，利用实验数据获得绝对渗透率、油水相对渗透率与过水倍数之间关系，引入到参数时变数学模型中，其中过水倍数的表达式为：

(3)

式中：Vp为过水倍数；i为第i个网格数；D为累计注水时间，s；Qin为网格注水速度，m3/s；Vi为第i个网格的体积，m3；Øi为第i个网格孔隙度。

建立能够反映港东油田物性变化特征的参数时变数学模型，使储层绝对渗透率与相对渗透率曲线随注水倍数变化，在求解过程中，每一次时间步长的迭代首先计算出各网格块的注入水冲刷孔隙体积倍数，然后依据渗透率、相对渗透率随注入水冲刷孔隙体积倍数的变化规律，通过插值方法求得本时间步长内各网格块的渗透率及油、水相对渗透率值。

2 特高含水期流场强度评价参数

流场强度评价的主要思路是应用层次分析法确定对特高含水期流场强度影响程度较大的参数，形成统一的表征参数，对流场强度实现定量化描述。同时，考虑经济因素确定新井挖潜经济可采储量丰度范围，通过这两个参数共同约束确定侧积层发育的点坝砂体特高含水期水平井挖潜位置。

曲流河沉积点坝砂体发育的中高渗储层在特高含水开发阶段影响流场强度的静态因素如渗透率、孔隙度已反映在地质模型及动态参数变化中，而在反映动态参数的累计过水倍数、含水饱和度、流体流速、压力梯度等参数中，流体流速可以通过压力梯度表征，过水倍数与含水饱和度之间也存在定义关系，流体流速是累计过水倍数随时间导数的反映，因此筛选累计过水倍数为评价流场强度的指标。

由于在水驱开发后期各区域累计过水倍数差别较大，因此选用对数函数对公式(3)结果进行归一化，其表达式为：

(4)

式中：L为流场强度系数；Vp1为累计过水倍数最小值；Vp2为累计过水倍数最大值。

以港东油田物性变化及储层特征为基础，利用数值模拟得到开发末期的流场强度系数与过水倍数的关系图(图3)。可以看出对于港东油田过水倍数与流场强度系数之间关系存在明显的拐点，当流场强度在0.4～0.7之间时，过水倍数由开始的趋近于0开始上升；当流场强度大于0.7时，过水倍数上升幅度明显增加。

图3 过水倍数与流场强度关系图

根据过水倍数与流场强度系数关系图，确定如表1所示的流场强度分级标准，对于流场强度系数在0.65～1之间的为强优势渗流带，流场强度系数在0.5～0.65之间为弱优势渗流带，流场强度系数小于0.5的为非优势渗流带。针对其他油田不同类型储层，可依据同样的方法进行流场强度划分。

表1 流场强度划分标准

根据盈亏平衡法确定单井经济极限剩余油可采储量，从而可以确定单井经济极限可采储量丰度界限，其表达式为：

(5)

式中：Ipe为单井经济极限剩余可采储量丰度，104t/km2；Npe为单井经济极限剩余可采储量，104t；A为单井控制面积，km2。

公式(5)中单井经济极限剩余可采储量[17]可依据以下关系式计算：

(6)

式中：α0为油气商品率；Po为油气销售价格，元/t；RT为吨油税金，元/t；Cf为油气生产经营成本，元/t;t为评价期；CG为单井固定成本，元；I为单井开发投资，元；Co为吨油可变成本，元/t；β为油井系数。

对于实际油藏点坝砂体可采储量丰度表达式为：

Io=hφ(So-Sor)ρo/100Bo

(7)

式中，Io为实际油藏可采储量丰度，104t/km2；h为储层厚度，m；φ为孔隙度；So油藏含油饱和度；Sor为残余油饱和度；ρo为原油密度，t/m3；Bo为原油体积系数。

当Io>Ipe时，认为水平井挖潜是经济有效的，结合流场强度分级，在特高含水期弱流场强度位置部署水平井，能够对特高含水期受侧积层遮蔽造成的剩余油富集区进行有效挖潜。

3 点坝沉积特高含水期水平井挖潜方法研究

以大港油田某曲流河点坝沉积特征得到代表该区域的概念模型说明特高含水期水平井挖潜方法。如图4所示，单一侧积体水平宽度70 m，砂体厚度为10 m，侧积层平均倾角为8°，侧积夹层平均厚度1 m，侧积泥岩发育深度占砂体厚度的2/3。基于界面约束法[18]，建立代表该区块的数值模拟概念模型，侧积体渗透率为1 000×10-3μm2，孔隙度为25%，平面网络精度为5 m×5 m，纵向网格划分为10份，每份5 m，模型设计6个侧夹层，长400 m，宽200 m，高50 m，流体及高压物性参数取自该油藏实际数据，采用四注六采的排状井网开发方式生产至含水率达到98%。

图4 点坝三维精细概念模型

由图5和图6对比考虑参数时变性及不考虑参数时变性的油藏底部流场强度分布可得，在特高含水期高强度流场更集中在油水井主流线之间的区域，油藏底部受主流线间长期注水冲刷的影响流场强度呈现差异化分布。两种模拟结果均显示受侧积泥岩夹层的影响，油藏顶部呈现剩余油富集(图7)。

图5 不考虑参数时变影响储层底部流场强度分布图

图6 考虑特高含水期参数时变影响储层底层流场强度分布图

图7 点坝砂体排状井网特高含水期剩余油分布图

在考虑储层参数变化的基础上对油藏流场强度(图6)及经济可采储量丰度(图8)进行分析，油藏中部无井控制区出现弱流场强度区域，同时油藏顶部区域可采储量丰度大于经济极限可采储量，为适合部署水平井的区域。

图8 经济可采区域筛选图

综合考虑流场强度及经济可采储量评价结果，确定水平井合理布井位置应在弱流场强度区域的油藏中上部。分别在弱流场区域及靠近油藏边界处部署水平井。在弱流场强度位置部署水平井较靠边界部署水平井方案累计产油增加4.3×104t，含水率降低5.2%，开发效果明显改善。

受流体、地层、井网等因素的影响，油藏各区域驱替能量不均衡从而影响开发效果，点坝砂体在特高含水期剩余油呈现上部整体富集、下部高度分散的格局。在挖潜点坝砂体顶部剩余油富集区的同时，兼顾油藏整体流场强度均衡为目标对井网进行调整，其开发效果明显好于不均衡流场的开发效果。

4 实例应用

港东油田二区块NmⅣ-6-3单砂层为典型的中高渗储层，其中明化镇组属曲流河沉积，储层非均质性强，进入特高含水开发阶段油水关系复杂，油藏各区域过水量不均匀。

应用多点地质统计学中使用训练图像来代替变差函数表达地质变量的空间结构性，从而克服传统地质统计学不能再现目标几何形态的不足。同时采用序贯非迭代算法，能够忠实于采样数据，速度也优于基于目标的随机模拟算法。在此基础上，为完成反映港东油田点坝内部构型的地质模型，设计平面网格精度为10 m×10 m，纵向平均网格精度为10 m，模型总网格数为10 437 182个，长700 m，宽400 m厚(图9)。

图9 港3-37井区NmⅢ-3-6-1点坝内夹层模拟结果

油藏初始平均渗透率为908×10-3μm2，属于典型的高渗储层。对港3-37井区单一点坝砂体进行参数时变性数值模拟研究，通过提取各网格孔隙体积、累积流量、过水倍数等参数，确定区块内的流场强度与经济可采区域，最终确定合理水平井挖潜位置(图10)，从剖面图上看，非优势渗流带集中在油藏的顶部，该区域流场强度较弱。投产后该新井初期日产油量77.3 t，对油井产量进行预测，未来第15年末累计产油量16.4×104t，开发效果得到了明显的改善。

图10 基于流场评价的新水平井井位部署图

5 结 论

(1)油藏经过长期注水冲刷，中低孔渗储层呈现孔喉减小、物性变差的趋势，而高孔渗储层整体表现为孔喉增大，物性变好。

(2)点坝砂体进入特高含水开发后期，储层各区域流场强度受井网形式及注采关系等因素的影响呈现差异化分布，剩余油呈现上部整体富集、下部高度分散的格局，在挖潜点坝砂体顶部剩余油富集区的同时，应兼顾流场强度均衡对井网进行调整。

(3)基于流场强度及经济极限剩余可采储量评价对点坝砂体特高含水期进行评价，能够准确确定水平井部署位置，指导剩余油挖潜。