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基于灰色关联法的小断块油藏剩余油主控因素研究_张建宁

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基于 灰色 关联 小断块 油藏 剩余 主控 因素 研究 建宁
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油气藏评价与开发第7卷第5期2017年10月RESERVOIREVALUATIONANDDEVELOPMENT基于灰色关联法的小断块油藏剩余油主控因素研究张建宁,孔维军,周均(中国石化江苏油田分公司采油一厂,江苏江都225265)摘要:油藏中高含水期剩余油分布受多种因素影响。受先天条件制约,小断块油藏影响剩余油的因素更加复杂。为指导小断块油藏中高含水期的剩余油调整挖潜,在分析剩余油影响因素的基础上,运用灰色关联法分析计算了各因素对剩余油分布影响的关联度,确定了小断块油藏中高含水期剩余油分布的主控因素,为小断块油藏中高含水期的剩余油调整挖潜提供了重要指导。高含水小断块油藏Z11E2s14、5通过应用灰色关联法确定剩余油主控因素,采取以剩余油挖潜为中心的优化调整,取得了日产油上升、含水下降和采收率提高4.6%的良好效果。关键词:小断块油藏;剩余油;主控因素;灰色关联;开发效果中图分类号:TE346文献标识码:AStudyonmaincontrollingfactorsofsmallfaultblockreservoirbasedongreyrelationdegreetheoryZhangJianning,KongWeijunandZhouJun(No.1OilProductionPlant,JiangsuOilfieldCompany,SINOPEC,Jiangdu,Jiangsu225265,China)Abstract:Duringthehighwater-cutperiod,theresidualoildistributionisinfluencedbymanyfactors.Especiallyforthesmallfaultswithcongenitalinadequacy,thefactorsaremorecomplicated.Inordertorealizetheadjustmentandexplorationoftheresidu⁃aloil,basedontheanalysisoftheinfluencefactors,thegreyrelationdegreesbetweendifferentfactorshavebeencalculatedbythegreyrelationtheory,andthemaincontrollingfactorsofsmallfaultblockreservoirinthehighwater-cutperiodhavebeenobtained,whichprovidedimportantguildstotheadjustmentandthepotentialtappingfortheresidualoilofasmallfaultblockreservoirwithhighwater-cut.ThemaincontrollingfactorsofthetypicalreservoirZ11E2s14、5havebeenobtainedbythegreyrelationanalysis,andthroughtheoptimizationoftheadjustmentandexplorationoftheresidualoil,itsdevelopmenteffecthasbeenimprovedapparently,thedayoilproductionhasrisen,thewater-cuthasdeclinedandtheoilrecoveryhasincreased4.6%.Keywords:smallfaultblockreservoir,residualoil,maincontrollingfactors,greyrelation,developmenteffect小断块油藏因构造形态多样、油藏规模小、注采井网完善难度大等条件制约,剩余油分布更加复杂化。一般地,影响油藏中高含水期剩余油分布的因素主要包括地质因素和开发因素两大类,多种因素相互作用、相互影响,因此从众多因素确定主控因素是实施剩余油调整的主攻方向。宏观上,影响小断块油藏在中高含水期剩余油分布的地质因素主要包括低微构造、序断层、含油带宽度、储层非均质、油水黏度比等,开发因素主要包括注采井网形式、注水方式、采出程度、水驱倍数等。根据灰色关联法的特点[1-4],将单井控制面积内的剩余油平均饱和度为参考序列,各影响因素为比较序列,运用灰色关联分析方法计算各影响因素与剩余油饱和度的关联度,确定了影响剩余油分布的主控因素,为剩余油调整挖潜提供了方向。1灰色关联法分析原理灰色关联分析(GRA)方法是一种多因素统计分析方法[5-8],从求解系统中各因素之间的主要关系,找收稿日期:2017-03-17。第一作者简介:张建宁(1971—),男,高级工程师,油田开发研究和开发生产管理等。DOI:10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2017.05.007第5期张建宁,等.基于灰色关联法的小断块油藏剩余油主控因素研究出影响目标值的重要因素,从而掌握事物的主要特征,是对一个系统发展变化态势的定量描述和比较方法。它以各因素的样本数据为依据,用灰色关联度来描述各因素间关系的强弱、大小和次序。如果样本数据系列反映出两因素变化的态势(方向、大小、速度等)基本一致,则它们之间的关联度较大;反之,关联度较小。其主要计算步骤如下。1.1确定分析序列在对所研究问题定性分析的基础上,确定一个因变量因素和多个自变量因素[9-10]。设因变量数据构成参考序列X0′,各自变量数据构成比较序列Xi′(i=1,2,…m),m+1个数据序列形成如下矩阵:(X′0,X′1,…,X′m)=éëêêêêùûúúúúx′0(1)x′1(1)⋯x′m(1)x′0(2)x′1(2)⋯x′m(2)⋮⋮⋮x′0(n)x′1(n)⋯x′m(n)n(m+1)(1)其中Xi′=(xi′(1),xi′(2),…,xi′(n))T,i=0、1、2…m;n为变量序列的长度。1.2对变量序列进行无量纲化一般情况下,原始变量序列具有不同的量纲或数量级,为了保证分析结果的可靠性,需要对变量序列进行无量纲化,无量纲化后各因素序列形成如下矩阵:(X0,X1,…,Xm)=éëêêêêêêùûúúúúúúx0(1)x1(1)⋯xm(1)x0(2)x1(2)⋯xm(2)⋮⋮⋮x0(n)x1(n)⋯xm(n)n(m+1)(2)采用式(3)对初值进行无量纲化:xi(k)=x′i(k)x′i(1)(3)1.3求差序列、最大差和最小差计算式(2)中第一列(参考序列)与其余各列(比较序列)对应期的绝对差值,形成绝对差值矩阵(4):éëêêêêêêùûúúúúúúΔ01(1)Δ02(1)⋯Δ0m(1)Δ01(2)Δ02(2)⋯Δ0m(2)⋮⋮⋮Δ01(n)Δ02(n)⋯Δ0m(n)n×m(4)其中:i=1,2,…,m;i=0,1,2,…,m;k=1,2,…,n。绝对差值阵中最大数和最小数即为最大差和最小差。Δ0i(k)=||x0(k)-xi(k)max1≤i≤m1≤k≤n{}Δ0i(k)=Δ(max),min1≤i≤m1≤k≤n{}Δ0i(k)=Δ(min)(5)1.4计算关联系数对绝对差值阵中数据以式(6)作变换,得到关联系数矩阵式(7):ξ0i(k)=Δ(min)+ρΔ(max)Δ0i(k)+ρΔ(max)(6)éëêêêêêêùûúúúúúúξ01(1)ξ02(1)⋯ξ0m(1)ξ01(2)ξ02(2)⋯ξ0m(2)⋮⋮⋮ξ01(n)ξ02(n)⋯ξ0m(n)n×m(7)式中分辨系数ρ在(0,1)内取值,一般情况下依据式(7)中数据情况多在0.1到0.5取值,ρ越小越能提高关联系数间的差异。关联系数ξ0i(k)是不超过1的正数,Δ0i(k)越小,ξ0i(k)越大,它反映第i个比较序列Xi与参考序列X0在第k期的关联程度。1.5计算关联度比较序列Xi与参考序列X0的关联程度是通过N个关联系数(即式(8)第i列)来反映的,求平均就可以得到Xi与X0的关联度:r0i=1n∑k=1nξ0i(k)(8)比较序列与参考序列的关联度从大到小排序,关联度越大,说明比较序列与参考序列变化的态势越一致。2剩余油分布影响因素应用实际模型与理论模型结合的方式,开展了江苏典型复杂小断块油藏的剩余油数值模拟研究。在定量研究不同因素对油藏中高含水期剩余油分布影响的基础上,应用灰色关联法确定了小断块油藏剩余油的主控因素。2.1油藏构造1)微构造形态。油藏内部的微构造形态一般有凸形、上斜坡、凹形、下斜坡、平台形5种。建立理论数模模型,定量描述5种微构造内单井控制面积内剩余可动油储量和平均剩余油饱和度。从数值模拟33油气藏评价与开发第7卷计算结果表1来看,受重力作用的影响,凸形和上斜坡微构造剩余可动油储量较大,平均剩余油饱和度较高,挖潜潜力较大;而凹形、下斜坡、平台状微构造平均剩余油饱和度低,挖潜潜力小。2)内部小断层。低序断层一般指断距小于20m的小断层,虽然一般情况下不影响井网的部署,但影响地下流体的运动规律,特别是延伸较长的小断层更是如此。根据实际油藏建立了典型模型,从模拟结果看,无论是内部小断层还是主断层上的次生小断层,随着小断层长度的增加,断层遮挡形成的剩余油越明显,当小断层长度小于0.5个井距时,对剩余油的控制作用不明显,当小断层的长度超过0.5倍的井距时,小断层对剩余油封挡比较明显。图1、图2分别为含水95%时不同长度低序断层和不同长度次生小断层含油饱和度分布图。3)含油带宽度。相同的布井方式下,不同的含油带宽度,开发效果可能不同。建立含油宽度150m、200m、250m、350m的理论模型,模拟低注高采三角形排状井网地下油水运动规律。从模拟结果看,构造中低部位水淹较严重,构造高部位井间剩余油相对富集。当宽度比较小时,注采井之间易形成优势通道。随含油带变窄,水驱波及范围变小,井间剩余油越富集。当含水95%时,不同含有带宽度采收率最大相差8%左右。2.2储层非均质性1)平面非均质。平面非均质是控制油水平面运动的主要因素,也是控制剩余油分布的主要因素。在模型中设定一高渗条带,在高渗带的宽度不变的情况下,随着高渗带的储层物性变好,平面波及系数也会呈现出不同的特征,最终也会对开发效果产生影响。模拟了高渗条带与周围储层平面渗透率级差分别是2、3、4、5、7、10情况下油藏开发动态。模拟结果表明:当级差倍数较小时,高渗条带注采井之间水淹较均衡,形成优势通道的可能性较小,波及系数较高,剩余油饱和度较低;当物性倍数较大时,注采井之间极易形成优势通道,致使波及系数降低,开发效果变差,储层物性较差区域剩余油饱和度较高。2)纵向非均质。层间非均质性越强,砂层间渗透性的差异越大,剩余油分布的差异越大。影响吸水状况的原因主要是由于地层的非均质性,为了研究地层非均质性对开发效果的影响,为分层注水提供依据,利用数值模拟技术,建立了不同渗透率级差的典型理想模型。数值模拟显示物性较好的层剩余油低于物性差的层。随着级差的增大,层间动用差异变大,物性差的小层剩余油饱和度较高。当级差超过20以后,低渗层基本处于未动用状态。层内非均质性是指在单砂层规模内储层性质在垂向上的变化。其主要表现为层内渗透率的非均质性,它控制水驱油的波及厚度,造成层内垂向上水驱效果不同。层间韵律性主要有正韵律、反韵律、复合正韵律、复合反韵律、反正复合韵律及正反复合韵律等六类。模拟结果表明,对于正韵律或储层下部为正韵律的储层,其下部物性较好,注入水在砂体中下部快速向前推进,剩余油主要集中在储层的上部;对于反韵律或储层下部为反韵律的储层,整体上水线表1微构造形态对剩余油潜力的影响Table1Influenceofmicrostructureonpotentialofresidualoil图2不同长度次生断层含油饱和度分布Fig.2Oilsaturationofsecondaryfaultswithdifferentlength图1不同长度低序断层含油饱和度Fig.1Oilsaturationoflowsequencefaultswithdifferentlength微构造形态凸形上斜坡无幅度差凹形下斜坡原始地质储量/m3130508130509130547130564130600剩余可动油储量/m32246122029216262171021895平均含油饱和度,%0.3940.3920.3890.390.39134第5期张建宁,等.基于灰色关联法的小断块油藏剩余油主控因素研究推进较为均匀,驱油效率高,此时剩余油相比较少,主要集中在储层的中上部。层内夹层对注入水起着阻挡、分流和减缓水窜的作用。随着夹层长度增加,夹层对剩余油分布的影响程度增强,夹层下部剩余油饱和度增加。2.3油水黏度比数模结果显示随着油水黏度比增加,井间形成的剩余油富集程度越高。在油藏含水90%时,采收率最大差异在15%左右。这主要是因为随着油水黏度比增加,水驱油过程中的非活塞性就越严重,水线指进就越严重。但对于除存在有稠油环的油藏外,油水黏度比变化较小,对油藏采收率影响较小。2.4开发因素1)注采井网形式。分别建立典型条带状、弧状小断块油藏理论地质模型,模拟低注高采三角形井网、高注低采三角形井网和局部半反九点法、半七点法四种注采井网形式对剩余油分布的影响。通过数模结果比较,四种井网方式下,剩余油均分布在流线稀疏的高部位井间、注采井间主流线侧缘、油井井间、注水井间及储层物性较差的位置。四种不同非正规注采井网下,半反九点法水驱波及系数及采收率最高(表2)。2)注水方式。建立含油宽度300m的条带状油藏模型,模拟不同注水方式对流场分布及剩余油的影响。对比不同注水方式,当油藏天然能量较弱时,边外注水注入水外溢,降低了内部注水强度,相对降低了井网对流场的控制;边内注水容易造成把油驱向水区,造成储量损失。统计模拟结果,采取边缘注水或边内50m以内注水开发效果相对较好,采收率分别为46.5%、47.3%,边外注水采收率为45.2%,而边内注水采收率随着离油水边界距离的增加,采收率大幅下降,边内150m注水采收率仅有35.2%。3)采出程度。一般地,到了开发中后期,随着采出程度的提高,油藏整体水淹程度扩大,含水率上升。在不采取其他措施的情况下,油藏含水率较高的区域,剩余油饱和度较低。通过数值模拟,分别模拟了含水50%、70%、90%、95%时的剩余油饱和度分布状况。随着含水的提高,水驱波及范围扩大,油藏整体采出程度提高,整体含油饱和度逐步下降。4)注水倍数。根据物质平衡原理,在注水保持压力进行开发的油田,注入油层的水占据了被采出油的孔隙体积,使含水饱和度增加。注水倍数对波及系数的影响表现在两个方面:一是平面上,当注入倍数较高时,水驱前缘可以超过井组范围,甚至超过井距一倍以上;二是纵向上,当注入倍数提高时,纵向上吸水较差的小层相应地波及程度有所提高;此外长期水驱过程中,注入倍数增加时,驱油效率随驱替倍数的增加而增加,但在不同驱替阶段,驱油效率的增长幅度不同,在0~50PV之间的驱油效率上升幅度远大于其它阶段,50PV之后,驱油效率增加的幅度逐渐变慢,250PV后驱油效率仍然还有少量增长[4]。可见提高注入倍数能提高波及系数与驱油效率,使剩余油饱和度整体下降。2.5主控因素在上述单因素理论研究的基础上,对实际油藏无法取得参数的单因素建立无量纲化参考比较序列。如油藏五种微构造形态对应的含油饱和度分别为0.394,0.392,0.389,0.39,0.391,无量纲化后微构造形态参考比较序列为1,0.995,0.987,0.990,0.992,其它因素参考比较序列类推。选取典型代表性油藏Z11断块,根据各井点在油藏中的位置和实际数模成果,得到表3所示各井单井控制面积内的剩余平均含油饱和度与影响因素参数表,其中微构造、低序断层、注水方式和注采井网参数源自理论模型数据处理后的无量纲数据。按照灰色关联分析原理处理法,对表3参数列矩阵无量纲化,取ρ=0.5,整理得到Z11断块剩余油饱和度灰色关联系数表4。应用灰色关联法计算各因素对剩余油饱和度的关联度,根据关联度的大小,确定了小断块油藏高含水期影响剩余油分布的主控因素。分析关联度的大小(图3),纵向非均质、采出程表2不同注采井网波及体积系数Table2Sweptvolumecoefficientofdifferentinjection-productionwellpattern注采井网半反九点半反七点低注高采三角形高注低采三角形非均质典型理论模型采收率,%35.335.2134.333.91波及体积系数,%84.0583.8381.6780.74均质典型理论模型采收率,%36.3236.335.0835.07波及体积系数,%86.4786.4283.5283.535油气藏评价与开发第7卷井区S61CZ112Z77Z121-2Z11-2Z121-1Z11-3Z113CZ78Z11-10Z137Z11-8Z160Z131Z95Z11-6Z11-1Z11Z26-1Z139Z130Z78Z26微构造0.9921.000.9950.9920.9920.9921.000.9870.9870.9870.9870.9870.9870.9870.9870.9870.9870.9870.9870.9870.9870.9870.987低序断层0.4230.4230.4230.4230.4230.4230.4230.4230.4230.4230.4230.4230.4230.4230.5180.6550.7500.8460.9960.9270.8590.8860.927含油宽度/m24039027024018015012042039036036033060390180270210180360480390360390纵向渗透率极差5.45.35.25.23.63.73.73.73.73.73.23.23.23.23.23.23.23.23.23.23.23.23.2平面渗透率极差4.64.63.54.63.43.43.43.43.43.43.43.33.33.33.33.33.33.33.33.33.33.33.3油水黏度比4.54.54.54.54.54.54.54.54.53.63.63.63.63.63.63.63.63.63.63.63.63.63.6采出程度,%42.736.542.539.537.637.635.335.537.539.534.233.142.943.543.733.542.642.437.836.634.235.642.5注水倍数18.6915.9718.6017.2916.4616.4615.4515.5416.4117.2914.9714.4918.7819.0419.1314.6618.6418.5616.5416.0214.9715.5818.60注水方式0.3280.9840.6560.6560.6560.6560.6560.6560.6560.6560.9840.9840.3280.4920.3280.3280.6560.6560.6560.9840.9840.9840.984注采井网0.9910.3300.3300.4960.4960.4960.4960.6610.6610.6610.9910.3300.3300.8260.3300.6610.4960.3300.9910.9910.9910.6610.661含油饱和度,f0.4370.5890.6800.4010.6770.5330.4240.6250.6160.4370.2900.6130.5440.7300.2630.5380.7210.7290.3020.3390.6270.5740.494表3Z11断块E2s14、5油藏各井区平均剩余含油饱和度与影响参数Table3AverageresidualoilsaturationandimpactparametersineachwellareaofreservoirE2s14,5infaultblockZ11表4Z11断块E2s14,5油藏各井区平均剩余含油饱和度关联系数Table4CorrelationcoefficientofaverageresidualoilsaturationineachwellareaofreservoirE2s14,5infaultblockZ11井区S61CZ112Z77Z121-2Z11-2Z121-1Z11-3Z113CZ78Z11-10Z137Z11-8Z160Z131Z95Z11-6Z11-1Z11Z26-1Z139Z130Z78Z26微构造0.0530.0620.0520.0520.0520.0520.0620.0550.0550.0550.0550.0550.0550.0550.0550.0550.0550.0550.0550.0550.0550.0550.055低序断层0.0310.0310.0310.0310.0310.0310.0310.0310.0310.0310.0310.0310.0310.0310.0380.0480.0550.0620.0730.0680.0630.0650.068含油宽度0.080.130.090.080.060.050.040.140.130.120.120.110.020.130.060.090.070.060.120.160.130.120.13纵向渗透率极差0.2520.2430.2230.2240.1820.1930.1930.1930.1930.1930.1930.2010.2010.2010.2010.2010.2010.2010.2010.2010.2010.2010.201平面渗透率极差0.2030.2040.1890.2040.1460.1460.1460.1460.1460.1460.1460.1350.1350.1350.1350.1350.1350.1350.1350.1350.1350.1350.135油水黏度比0.0640.0640.0640.0640.0640.0640.0640.0640.0640.0550.0550.0550.0550.0550.0550.0550.0550.0550.0550.0550.0550.0550.055采出程度0.1850.1450.1820.1750.1650.1650.1520.1560.1620.1750.1430.1220.1960.2010.2050.1320.1860.1830.1620.1530.1430.1580.183注水倍数0.220.180.090.090.160.230.140.080.050.060.070.040.030.050.130.050.060.120.270.050.050.050.05注水方式0.040.120.080.080.080.080.080.080.080.080.120.120.040.060.040.040.080.080.080.120.120.120.12注采井网0.060.020.020.030.030.030.030.040.040.040.060.020.020.050.020.040.030.020.060.060.060.040.0436第5期张建宁,等.基于灰色关联法的小断块油藏剩余油主控因素研究度、平面非均质为小断块油藏高含水期的主控因素,而其余参数影响相对较小。3现场应用实例分析Z11断块E2s14,5含油面积0.65km2,地质储量为123.9×104t。储层为中高渗储层,平均渗透率327×10-3μm2,平均孔隙度为24.2%。原油性质较好,地面原油密度介于0.8337~0.8856g/cm3,地面原油黏度范围为4.7~18.2mPa·s。该油藏于1975年6月投入开发,其开发历程经历了试采、注采完善稳产、产量递减和治理挖潜四个阶段。截至2014年底,共有油水井12口,其中采油井8口,开井8口,日产液94.8t,日产油水平12.1t,综合含水87.1%,采油速度0.36%,累产油47.4366×104t,阶段采出程度38.29%;注水井4口,开井3口,日注水平59.3m3,累注水183.6×104m3,月注采比0.92,累注采比0.84。2015年应用数值模拟得到的各砂体剩余油分布及剩余可动用储量情况(表5),数模结果表明储层纵向上非均质是影响剩余油分布的主控因素,同基于灰色关联法认识一致。2015—2016年通过采取层系重组为主的剩余油挖潜,对高含水井卡层、弱水淹层补孔、完善非主力砂体注采井网,开发效果大幅改善。单元日产油由2014年底的11.9t最高上升到30.5t,2016年12月日产油水平为27t,综合含水为80.2%。根据水驱特征曲线、童氏图版测算,预计调整后采收率可达52.6%,比标定的48%提高了4.6%。4认识与结论1)运用灰色关联度分析小断块油藏中高含水期剩余油影响因素,可以确定出影响主控因素。2)关联度分析结果表明,纵向非均质、采出程度、平面非均质为小断块油藏高含水期的主控因素,而其余参数影响相对较小。3)灰色关联分析方法可以指导小断块油藏中高含水期剩余油挖潜方向,具有推广应用价值。参考文献[1]李小刚,郑阳,瞿建华,等.基于灰色关联方法的砂砾岩油藏压后产量影响因素分析[J].油气藏评价与开发,2016,6(4):28-33.[2]宋莎莎,马凯,张骉.灰色关联法分析压裂水平井产能影响因素[J].广东化工,2015,42(11):61-62.[3]匡建超,徐国盛,王玉兰.灰色关联度分析在油藏动态描述中的应用[J].矿物岩石.2000,20(2):69-73.[4]王小玉,张智君.利用灰色关联度分析底水油藏水平井含水率变化规律[J].新疆石油科技,2014,24(4):13-16.[5]常广涛,王卫阳.高含水油藏极限驱油效率实验研究[J].工业生产,2015(1):1-2.[6]梁涛,常毓文,郭晓飞,等.巴肯致密油藏单井产能参数影响程度排序[J].石油勘探与开发,2013,40(3):357-362.[7]李巧云,张吉群,邓宝荣,等.高含水油田层系重组方案的灰色决策优选法[J].石油勘探与开发,2011,38(4):463-468.[8]高海红,曲占庆,赵梅.压裂水平井产能影响因素的实验研究[J].西南石油大学学报(自然科学版),2008,30(4):39-47.[9]刘思峰,党耀国,方志耕,等.灰色系统理论及其应用[M].北京:科学出版社,2004:51-60.[10]邓聚龙.灰色理论基础[M].武汉:华中科技大学出版社,2002:122-209.(编辑杨友胜)图3各因素对剩余油分布影响Fig.3Influenceofeachfactorontheresidualoildistribution砂体E2s14-2E2s14-6E2s14-9E2s15-3E2s15-4合计原始地质储量/万吨17.312.343.633.916.8123.9累计产油储量/万吨7.555.2917.0213.124.4547.44采出程度,%43.5943.1039.0438.7426.4838.30剩余可动油储量/万吨2.603.2813.399.595.7234.58剩余可采油储量/万吨1.070.975.213.032.1212.39表5Z11E2s14,5油藏各砂体储量动用状况Table5ReserveofreservoirZ11E2s14,537
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