(中國石油大學(華東) 石油工程學院，山東 青島 266580)

目標區(qū)塊渤海某油田已實施聚合物驅(以下簡稱“聚驅”)十余年，由于對聚驅后地質認識復雜性和聚驅后儲層物性變化規(guī)律認識的缺乏，導致現(xiàn)有尺度下的油藏數(shù)值模擬歷史擬合現(xiàn)狀較差：2010年以后，計算的全區(qū)含水率明顯偏高；單井、加密井歷史擬合誤差較大。此外，針對目標區(qū)塊的相關后續(xù)巖心室內(nèi)試驗相對較少，導致在歷史擬合調整過程中缺乏相應的理論支持[1～3]。為此，筆者以室內(nèi)試驗結果為理論指導，在Eclispe中同時實現(xiàn)了“差異相帶個性化相滲曲線”和“考慮聚驅沖刷物性時變背景下的相滲曲線連續(xù)變化”策略，這在國內(nèi)現(xiàn)場尚屬首次應用。

1 巖心室內(nèi)試驗

1.1 不同滲透率巖心室內(nèi)試驗

分別選取高、中、低滲透率共30塊巖心進行相對滲透率曲線(以下簡稱相滲曲線)的測定。將獲取的巖心在通風櫥干燥器中70℃條件下烘干恒重96h，記錄干重及巖心尺寸，氣測滲透率。抽真空飽和水，記錄濕重，計算孔隙體積及孔隙度。整理巖心基礎數(shù)據(jù)表。

根據(jù)SY/T 5345—2007巖石中兩相流體相對滲透率測定方法測得各塊巖心相滲曲線，歸一化處理[4]得到高、中、低滲透率巖心的相滲曲線，結果見圖1。之后對相滲曲線中的關鍵參數(shù)進行整理對比，結果見圖2。

圖1 高、中、低滲透率巖心的相滲曲線 圖2 高、中、低滲透率巖心相滲曲線關鍵點對比

從圖1、圖2中可以發(fā)現(xiàn)，隨著滲透率的升高，巖心相滲曲線變化特征主要表現(xiàn)在以下4點：①束縛水飽和度降低；②油水兩相等滲點左移；③油水兩相區(qū)變大；④殘余油飽和度變小。

1.2 長期聚合物沖刷巖心室內(nèi)試驗

對上述低、中、高滲透率巖心進行繼續(xù)水驅和水驅后的聚驅，對比聚驅30PV后的相滲曲線與開始聚驅時刻的相滲曲線的關鍵參數(shù)，結果見表1和圖3。

表1 聚合物沖刷前后相滲曲線關鍵參數(shù)對比表

注：Sor1、Sor2分別為沖刷前及沖刷后的殘余油飽和度；Krw1、Krw2

分別為沖刷前及沖刷后的水相相對滲透率。

圖3 聚合物沖刷前后相滲曲線關鍵參數(shù)分布圖

由表1和圖3可以發(fā)現(xiàn)，渤海某油田巖心在長期聚合物沖刷之后，相比較于轉聚驅時刻，相滲曲線變化特征主要體現(xiàn)在以下幾點：①水濕性的增強，即油水兩相等滲點右移；②相同含水飽和度下，水相相對滲透率曲線向下移動；③相同含水飽和度下，油相相對滲透率曲線向上移動；④束縛水飽和度端點變化不大，而殘余油飽和度端點向右移動。

2 精細歷史擬合策略

2.1 區(qū)塊歷史擬合現(xiàn)狀

目前渤海某油田的歷史擬合主要存在2個方面的問題：整個擬合過程僅僅采用了3條相滲曲線，并沒有考慮聚合物后期長期沖刷由沖刷量的不同所帶來的相滲曲線的連續(xù)變化現(xiàn)象；相滲曲線的作用范圍都是基于整個區(qū)塊層次上的，并沒有針對儲滲物性差異比較大的沉積微相進行差異化相滲曲線設置，同樣也沒有針對主流沖刷帶進行范圍圈定。

以上2個方面的問題使得渤海某油田的歷史擬合精度較差，導致后期生產(chǎn)與預測之間的矛盾越來越突出,相關擬合情況見圖4。值得注意的是，當前區(qū)塊累計產(chǎn)油量最多的單井J12井，該井的歷史擬合精度較差，使得后期針對該井的生產(chǎn)預測、措施調整等缺乏說服力與可信度。

2.2 差異相帶個性化相滲曲線策略

對渤海某油田目標區(qū)塊的沉積相經(jīng)過多次深入研究，基本確定該油田東二段是一套近岸湖相三角洲前緣亞相沉積砂體，主要發(fā)育的沉積微相包括水下分流河道、河口壩、河口壩邊緣、分流河道間、遠砂壩、前三角洲、席狀砂沉積微相和淺湖亞相。

圖4 渤海某油田歷史擬合現(xiàn)狀

根據(jù)地質認識判斷各沉積亞相/微相的儲滲特征和成藏條件[5,6]，把目標區(qū)內(nèi)發(fā)育的8種沉積亞相/微相按照滲透率由低到高的規(guī)律分為Ⅰ～Ⅴ大類，結果見表2。

表2 目標區(qū)塊沉積亞相/微相分類表

圖5 5類儲層的差異化相滲曲線

根據(jù)室內(nèi)試驗測定的不同滲透率下的相滲曲線變化特征，采用Eclispe中的REGION-SATNUM關鍵字，對這5類儲層分別設置不同的相滲曲線，并分別編號為10、20、30、40、50。差異化相滲曲線見圖5，其變化特征與基于目標區(qū)塊巖心室內(nèi)試驗測定得到的變化特征基本相同：油水兩相等滲點左移；油水兩相區(qū)變大；殘余油飽和度變小。此外，鑒于歷史擬合過程中必須在保證儲量變化不大的前提下進行，故針對束縛水飽和度端點，并不進行變動。

2.3 聚驅沖刷物性時變背景下的相滲曲線連續(xù)變化策略

2004年，杜玉洪等[7～12]通過測井解釋和室內(nèi)巖心測試，發(fā)現(xiàn)巖心驅替后孔隙度變化較小、滲透率和相滲曲線則變化比較明顯，而相滲曲線的變化又主要體現(xiàn)在殘余油飽和度端點的變化上，整體上出現(xiàn)殘余油飽和度端點右移現(xiàn)象。此外，國內(nèi)很多油田也針對長期沖刷之后的巖心進行了相關室內(nèi)試驗[13,14]，其結果是儲層長期沖刷之后，殘余油飽和度降低，水相相對滲透率降低，油相相對滲透率升高。

針對上述儲層物性時變特征，國內(nèi)最先對其進行表征的是姜瑞忠，他提出了“面通量”的概念，借此來描述儲層的沖刷量，定義如下[15]：

(1)

式中：M為面通量,m3/m2；Q為流經(jīng)目標巖心的全部流量,m3；S為該巖心的截面積,m2。

對單一巖心來說，來自空間6個方向的流體沖刷所帶來的物性變化效應是一致的,所以，面通量M是一個標量指標。對于某一個巖心而言，其面通量大小等于空間6個方向的面通量之和:

M=Mx+M-x+My+M-y+Mz+M-z

(2)

考慮物性時變下的滲流模型描述如下：

(3)

式中：K為絕對滲透率，D;Kro、Krg、Krw分別為油、氣、水的相對滲透率,1;Bo、Bg、Bw分別為油、氣、水的體積因數(shù)，1;μo、μg、μw分別為油、氣、水黏度，mPa·s;po、pg、pw分別為油、氣、水的壓力，MPa;ρo、ρg、ρw分別為油、氣、水的密度，kg/m3;So、Sg、Sw分別為油、氣、水的飽和度，1;qvo、qvg、qvw分別為標準狀況下單位時間產(chǎn)出或注入的油、氣、水的體積，m3/s;Rso、Rsw分別為溶解氣油比、溶解氣水比，1;g為重力加速度，m/s2;D為從某一基準面算起的深度，向下為正，m;t為時間，s;φ為孔隙度，%。

上述滲流模型可以完整地描述由沖刷帶來的儲層物性變化情況。但是鑒于目前商業(yè)化軟件的普及性和適應性，要求現(xiàn)場研究人員必須在商業(yè)化軟件中對該特征進行合理表征。因此，筆者通過對Eclispe的研究，提出了在商業(yè)化軟件中實現(xiàn)“考慮聚驅沖刷物性時變背景下的相滲曲線連續(xù)變化”實施策略。策略的實施主要包含以下2步。

第1步：沖刷主流通道的判斷。根據(jù)注入井實行聚驅之后的各小層的吸水指標、周圍生產(chǎn)井的產(chǎn)液指標，進行分別統(tǒng)計分析，結合射開層位信息，判斷每一口注入井與其受效井之間各小層的連通關系，據(jù)此判斷主流通道；之后根據(jù)統(tǒng)計好的小層累計吸水量確定單層每沖刷一定流體體積為時間節(jié)點，進行相滲時變的近似模擬，以實現(xiàn)最大程度的相滲曲線連續(xù)性時變的表征；同時，將由相滲曲線突然改變導致的短時間內(nèi)流動能力劇烈增加或降低現(xiàn)象進行了合理的解決。最終將統(tǒng)計得到的結果，按照時間節(jié)點在SCHEDULE-SATNUM中進行全區(qū)網(wǎng)格的賦值(見圖6)。

第2步：相滲曲線時變設置。根據(jù)室內(nèi)試驗和之前學者的研究結果，聚驅之后，由于聚合物在地層中的吸附、滯留作用以及長期沖刷作用，必會導致殘余油飽和度(Sor)降低，等滲點右移，水相相對滲透率降低，油相相對滲透率增加。為此，在上述差異沉積相設置的相滲分區(qū)數(shù)據(jù)表的基礎上，對相滲分區(qū)數(shù)據(jù)表(見圖7)進行更新：如初始條件下設定水下分流河道為第50沉積相，則在后續(xù)的沖刷過程中，第1次沖刷選用第51個相滲分區(qū)數(shù)據(jù)表中的相滲曲線，第2次沖刷選用第52個相滲分區(qū)數(shù)據(jù)表中的相滲曲線… …最終對以上8種沉積微相、5種儲層類型進行相關設置，實現(xiàn)了基于各個小層尺度上的相滲曲線隨沖刷量的近似連續(xù)性變化。在進行該步操作時發(fā)現(xiàn)，水下分流河道和河口壩沉積相所流經(jīng)的流體和相滲曲線設置條數(shù)最多，這與地質沉積構造的認識一致，側面說明了第1步對主流通道判斷的準確性。

圖6 不同時間步下SCHEDULE-SATNUM設置 圖7 注聚后第V類沉積相(水下分流河道沉積相)相滲曲線

3 精細歷史擬合結果評價

圖8 調整后全區(qū)含水率擬合曲線

通過第2部分的相關策略實施，最終實現(xiàn)了目標區(qū)塊渤海某油田的精細歷史擬合。其中，擬合順序按照全區(qū)歷史擬合-主要生產(chǎn)井歷史擬合-非主要生產(chǎn)井歷史擬合進行，最后通過2010年以后的加密井、調整井的歷史擬合現(xiàn)狀進行精細歷史擬合效果檢驗，見圖8。

由圖8可以發(fā)現(xiàn)，在第2部分調整之后，全區(qū)含水率擬合精度較高，尤其是聚驅后，并沒有之前歷史擬合過程中出現(xiàn)的含水率曲線“上翹”的現(xiàn)象。

從圖9中可以發(fā)現(xiàn)，圖4中擬合狀況很差的J12井擬合精度明顯得到改善，并且避免了因全區(qū)層次上更換相滲曲線或隨意調整相滲曲線帶來的含水率“階梯狀”變化的情況。通過上述調整之后，渤海某油田全區(qū)主要生產(chǎn)井歷史擬合準確比例達到97%，各單井擬合精度高達90%以上。

由圖10可以發(fā)現(xiàn)，通過上述調整之后，一些非主要生產(chǎn)井或注水井的歷史擬合精度也得到大大改善，擬合準確率高達75%左右。注水井歷史擬合精度的提高，也在一定程度上保證了后續(xù)注水開發(fā)過程中各小層吸液指數(shù)的準確性。

后期在不進行任何設置的情況下，利用加密井的歷史擬合現(xiàn)狀(見圖11)進行合理性檢驗。結果表明，渤海某油田后期加密井、調整井的歷史擬合準確率在80%左右，相對較高，這說明第2部分中對主流通道的判斷、相滲曲線時變的設置完全符合地下滲流規(guī)律，側面反映了上述2種策略的準確性及適應性。

圖9 主要生產(chǎn)井歷史擬合現(xiàn)狀

圖10 非主要生產(chǎn)井歷史擬合現(xiàn)狀

圖11 加密井、調整井歷史擬合檢驗

4 結論

1)通過巖心室內(nèi)試驗，得到不同滲透率巖心的相滲曲線變化規(guī)律以及巖心長期聚合物沖刷之后相滲曲線的變化規(guī)律。渤海某油田當前歷史擬合精度較差的原因主要是擬合過程沒有考慮聚合物長期沖刷由沖刷量的不同所帶來的相滲曲線連續(xù)變化，以及相滲曲線沒有針對儲滲物性差異較大的沉積微相進行差異化相滲曲線設置，也沒有針對主流沖刷帶進行范圍圈定。

2)實現(xiàn)國內(nèi)首個針對油田實際區(qū)塊同時實施 “差異相帶個性化相滲曲線”和“考慮聚驅沖刷物性時變背景下的相滲曲線連續(xù)變化”策略。對全區(qū)含水率、主要生產(chǎn)井含水率、部分非主要生產(chǎn)井含水率進行歷史擬合，其中擬合精度總體上在85%以上，最后利用油田現(xiàn)場2010年以來新鉆的加密井、調整井的歷史擬合現(xiàn)狀進行合理性檢驗，有接近80%的加密井、調整井達到了較高的歷史擬合精度。

3)“差異相帶個性化相滲曲線”和“考慮聚驅沖刷物性時變背景下的相滲曲線連續(xù)變化”在渤海某油田中的可行性和準確性，為國內(nèi)其他相似油田改善歷史擬合效果、提高生產(chǎn)預測精度具有重要的指導意義。