SAGD储层参数敏感性分析及应用

刘 名，孔 轩，孙 滕，姜 丹，乔书红

(中油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)



SAGD储层参数敏感性分析及应用

刘 名，孔 轩，孙 滕，姜 丹，乔书红

(中油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

风城油田SAGD技术已进入规模化开发应用，随着生产精细化要求不断深入，油藏模型的精度要求也越来越高。油藏认识的精准性、历史拟合程度的高低直接影响了模型的精度。利用适合SAGD的粗化技术保证了地质模型信息相对完整性，但由于渗透率各向异性仍存在信息缺失等问题，且模型中岩石热物性参数及实验的黏温数据的可靠性没有得到验证，制约了模型精度的进一步提升。利用CMG软件，先后对油藏基础静态参数、岩石及热物性参数、原油黏度3个方面，以历史拟合程度为研究目标进行敏感性分析。研究认为，影响SAGD数值模拟的关键储层参数为净毛比、渗透率、岩石热容量、岩石热传导率、黏温曲线等。在此基础上，建立了一套提高油藏数值模型精度的方法，历史拟合程度达到95%以上。

SAGD数值模拟；储层参数；敏感性分析；历史拟合；重37井区

引 言

风城油田属于浅层超稠油油藏，从2008年起陆续应用SAGD技术开发了重32、重37、重1、重18等区块，建立了百万吨的产能规模[1]。油藏数值模拟为SAGD生产政策的制订提供有力支撑。而模型的精度越高，对油田开发的指导越准确。由于不同井组模型粗化网格的不同，油藏基础静态参数与实际数据必然存在着一定的差异；同一区块的不同井组在数值模拟过程中采用的是同一套岩石热物性参数，对不同井组模型设定的岩石热物性参数做对应的优化调整必不可少；在实测中，不同时期同一井组的原油黏度均会发生相应的变化，优化调整黏温曲线，对提高模型精度同样不可或缺。目前，对提高SAGD模型精度还没有一套合理方法，在此类参数优化过程中，技术人员需要花大量时间进行油藏模型的调整。

以重37井区SAGD试验区的油藏参数建立机理模型，该区50℃原油黏度为20 000 mPa·s，平均渗透率为1 500×10-3μm2，孔隙度为0.30，含油饱和度为0.70，原始地层压力为2.5 MPa，油层有效厚度为30 m。在此基础上，通过CMG软件对各项储层参数进行方差分析及归一化参数筛选，并建立以各项储层参数为自变量、目标函数值为因变量的线性模型、二次模型以及二者结合的方程，再以对目标函数值落在95%的回归区间内为标准，对各项储层参数进行敏感系数判定，最终明确各项储层参数的敏感性。建立起一套利用可动用储量、三场分布(温度、压力、剩余油饱和度场)、生产参数进行3个层次历史拟合的方法，大幅提高油藏数值模型的准确性，保证了SAGD开发政策制订的合理性。

1 储层参数敏感性分析

1.1 油藏基础静态参数

渗透率、净毛比、含油饱和度等油藏基础静态参数是影响油田开发效果的最重要因素[2-3]。通过单变量模拟进行敏感性分析，认为针对累计产油的敏感性主次为：渗透率、净毛比、含油饱和度、孔隙度、垂水比、原始地层压力(表1)，渗透率、净毛比和含油饱和度最敏感。

渗透率大小对SAGD产量高低有着决定性影响。由于实验测定条件与地层复杂条件的差别，导致对渗透率的大小测定与实际数值有很大的差别。模拟结果显示，渗透率小于500×10-3μm2时，由于渗透率过低而降低了流体通过地层的能力，对产量影响很大，在风城油田辫状河沉积中这些低渗的部位往往是夹层，因此，数值模拟过程中需要对夹层进行精细表征；当渗透率从500×10-3μm2增加到1 500×10-3μm2时，累计产油从10.90×104t提高到19.16×104t，含水率降低5.7%，油汽比增加0.087(表2)。因此，在该区域的渗透率调整，对整体开发效果影响很大，这对三场拟合起到了重要的作用；渗透率大于1 500×10-3μm2时，随着渗透率的增加，各累计产量(油、水、液)参数几乎保持不变，但是前期开发效果降低，高峰产油期效果增加，因此，可以在累计产油不变的情况下，对日产油进行精度较高的拟合。由此可见，渗透率的准确程度，直接关系数模结果和实际数据的匹配性。

表1 油藏基础静态参数对累计产油敏感性分析

表2 渗透率对SAGD生产参数影响对比

净总比体现油层纵向的集中程度，净总比越大，可动用石油地质储量越大，累计产油量越高。蒸汽腔至顶所需的时间越长，由盖层导致的热损失越少，含水率也相应降低。模拟结果表明(表3)，净总比从0.3增加到0.9，累计产油增加12.47×104t，含水降低5.5%。净总比的优化调整，对可动用石油地质储量、累计产量(油、水、液)参数、日产量和产量高峰时期的拟合都具有重要的意义。

表3 净总比对SAGD生产参数影响对比

基础静态参数的变化对整个模型的影响较大，在出现历史拟合率偏低的情况下，首先考虑这些参数的优化调整。由于油藏描述水平的不断提高，以及密闭取心和试油分析等验证，含油饱和度与孔隙度具有较高的准确性，在辫状河构型建模指导下，通过相控属性分布，含油饱和度与孔隙度的分布规律也比较准确[4-5]，因此，对含油饱和度与孔隙度的可优化空间较小，对此类参数的调整，只需在少部分粗化网格进行单独优化，以在保持模型准确性的同时，提高模型精度。

1.2 岩石热物性参数

岩石热物性参数的确定有多种计算方法，并且各个方法得出的结果存在着很大差异，这些差异会增加数值模拟结果不确定性[6-8]。对岩石热容量、岩石热传导率等6方面进行敏感性分析，针对累计产油的岩石热物性参数敏感性主次为：岩石热容量、岩石热传导率、岩石压缩系数、水相热传导率、油相热传导率、气相热传导率(表4)，岩石热容量和岩石热传导率最敏感。

表4 岩石及热物性参数对累计产油敏感性分析结果

岩石热容量体现了岩石吸收热量的大小，在数值模拟中读取为地层中蒸汽腔扩展的热损失量；岩石热传导率体现了岩石单位时间内直接传导的热量，在数值模拟中读取为地层中蒸汽腔扩展的速率。数模模型对岩石热容量与岩石热传导率的设定值针对于整个模型，此设定值结合实际地层情况为一个平均值，只能确定其范围，无法用一个特定值对复杂的岩石地层进行确切描述，再加上计算方法的差异性，故不同区块的岩石热容量和岩石热传导率应在合理范围内进行修改，以提高数值模拟的准确性。对SAGD生产而言，岩石热容量降低1.00×106J/(kg·℃)，前期平均日产油增加12.73 t/d，后期平均日产油降低14.03 t/d，累计产油增加10 585 t，含水降低3.73%；岩石热传导率增加1.00×105J/(m·℃)，蒸汽腔横向发育阶段的平均日产油降低10.17 t/d，在蒸汽腔向下扩展阶段的平均日产油增加28.61 t/d，但是累计产油仅增加298t(表5、图1)。在累计产油未达到拟合时，应考虑到岩石热容量的影响；在累计产油达到拟合，日产油具有差距时，应考虑到岩石热传导率的影响。

表5 岩石热物性参数影响SAGD生产参数对比

图1 岩石热容量和岩石热传导率下日产油曲线

1.3 原油黏度参数

原油黏度是影响超稠油开发的主要因素，原油黏度越高，开采难度越大，因此，对于原油黏度大于20 000 mPa·s的油藏，风城油田采用SAGD技术开发。模拟结果显示，原油黏度每增加10 000 mPa·s，累计产油平均降低1.2×104t，含水平均升高1.25%(表6)，产油高峰期平均日产油降低15.6 t/d(图2)。

表6 不同原油黏度对SAGD生产参数影响对比

在数值模型中，体现原油黏度变化情况的是黏温曲线，其反映了在各个温度点原油的流动情况，但实际测得的黏温曲线，具有一定的误差，并且在不同阶段测得的黏温曲线也有一定的差异。相对准确的黏温曲线，对超稠油油藏数值模拟起到重要作用。适当拉低黏温曲线可增加日产油量、降低含水率。原油黏度对生产的敏感性较强，因此，在历史拟合中，对此参数调整时，务必基于地层原油的实际情况进行调整，不能大幅度进行更改，否则会影响到模型预测的准确性。

图2 50℃下不同原油黏度对日产油的影响

2 实际应用

通过以上敏感性分析，结合“先储量、后累产、再日产”的历史拟合方法，确定了油藏数值模拟优化调整步骤：在模型计算数据与历史数据相差较大时，首先应该着眼于可动用储量的拟合调整，其次结合三场分布对渗透率、含油饱和度和孔隙度进行优化调整；在模型计算数据与历史数据相差较小时，需考虑到岩石热容量、岩石热传导率、黏温曲线的优化调整。调整方法：①净总比的调整，务必在可动用石油储量的拟合基础上进行调整；②渗透率、含油饱和度与孔隙度的调整，需结合温度、压力和剩余油饱和度的三场分布情况，对部分粗化网格进行局部优化调整；③岩石热容量、岩石热传导率、黏温曲线的调整，因为小变动会导致大变化，需综合各种资料，选取最准确的资料进行微调，基于产油趋势变化进行调整。

选取FHW3074井组进行现场应用。油藏模型特征：平均孔隙度为0.31，渗透率为832.9×10-3μm2，含油饱和度为0.62，油层厚度为16.2 m，控制原油储量为11.4×104t。未经过任何调整得到的累计产油拟合程度仅为44%，并且产油趋势相差较多。首先，检查可动用储量，该值偏小，经过对部分粗化后的网格进行微调，得到调整曲线1(图3)，此时累计产油拟合程度上升至75%，产油趋势变化依然相差较大。然后，结合数模温度场剖面与实际生产井下测试温度，对应性较差，分析认为是由于部分区域渗透率信息缺失造成，调整后，得到调整曲线2，此时累计产油拟合程度大幅提高，达到89%，产油趋势得到明显改变。最后，适当增加岩石热容量，增加岩石热传导率，拉低黏温曲线后，得到调整曲线3，累计产油与产油趋势的拟合程度大幅提高，整体拟合程度达到95%以上(图3)[9]。

图3 FHW3074井组历史拟合过程

3 结 论

(1) 影响SAGD开发效果最敏感的储层参数为净总比、渗透率、岩石热容量、岩石热传导率和原油黏度。

(2) 建立了一套通过调整敏感参数提高SAGD数模模型历史拟合程度的方法，按照先储层属性后油藏物性的原则，以可动用储量的拟合为基础，根据三场(温度、压力、含油饱和度场)分布，对部分粗化网格属性进行局部优化调整，最后对产油趋势进行优化拟合，拟合率达到95%以上。

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编辑 林树龙

20141231；改回日期：20150410

中国石油天然气股份公司重大科技专项“新疆大庆”课题之五“浅层稠油、超稠油开发技术研究与应用”(2012E-34-05)

刘名(1986-)，工程师，2008年毕业于中国石油大学(华东)资源勘查工程专业，现从事油气田开发工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.03.009

TE319

A

1006-6535(2015)03-0038-04