X油藏剩余油分布規(guī)律研究

趙陽，馮國慶，孫岡強，焦文川（.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室西南石油大學，四川成都　60500；.華北石油局，河南鄭州　450064；.中石油煤層氣有限責任公司忻州分公司，山西忻州　06600）

X油藏剩余油分布規(guī)律研究

趙陽1，馮國慶1，孫岡強2，焦文川3
（1.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室西南石油大學，四川成都610500；2.華北石油局，河南鄭州450064；3.中石油煤層氣有限責任公司忻州分公司，山西忻州036600）

為了提高中高含水期油藏采收率，有必要弄清楚油藏剩余油分布規(guī)律，識別剩余油成因。在儲層精細描述的基礎上，結合生產(chǎn)動態(tài)特征，應用油藏數(shù)值模擬技術對X油藏剩余油分布進行了研究。對全油藏187口生產(chǎn)井進行生產(chǎn)歷史擬合，擬合精度達到86％，符合工程精度要求。通過歷史擬合結果分析，平面上剩余油分布呈連片狀和交錯狀兩種，縱向上由于物性差異，剩余油主要分布在儲量基數(shù)大，物性較差的4小層。在此基礎上，對油藏剩余油成因進行了分析，并且得到了各類型剩余油所占比例，即井網(wǎng)不完善型、井間滯留型、斷層遮擋型和層間干擾型。

油藏數(shù)值模擬；歷史擬合；剩余油分布；剩余油成因

X油藏位于哈薩克斯坦濱里海盆地東緣鹽下古隆起帶上，構造上是一個近南北向長軸背斜，區(qū)塊內(nèi)被12條斷層分割，屬于具有層狀特點的短軸背斜構造油氣藏，油層呈連續(xù)的環(huán)狀分布，有氣頂發(fā)育，邊底水不活躍。儲層儲集空間以次生溶蝕孔隙為主，發(fā)育一定程度的微裂縫。原油密度為0.839 g/cm3，地下原油黏度為0.335 mPa·s，氣油比為283 m3/t，體積系數(shù)1.74，密度低，黏度低，氣油比高，體積系數(shù)大，屬于典型的輕質(zhì)原油。

1　油藏開發(fā)概況

X油藏1988年投入開發(fā)，初期利用天然能量開采，隨著油井生產(chǎn)壓力下降，油井氣竄，氣頂氣非正規(guī)動用，油環(huán)壓力下降加快。1995年后開始實施氣頂屏障注水與行列注水開發(fā)，氣頂壓力有所回升，油環(huán)壓力趨于平緩。目前該油藏共有生產(chǎn)井187口，其中采油井119口，注水井68口，平均日產(chǎn)液2 531.81 m3，日產(chǎn)油1 633.4 m3，綜合含水35.48％。截止到2012年10月，該油藏累計產(chǎn)液2 332.78×104m3，累計產(chǎn)油2 179.39×104m3，累計產(chǎn)氣87.95×108m3，累計注水4 090.74×104m3，采出程度24.41％。

目前油藏存在的主要問題有：非均質(zhì)性強，剖面矛盾日趨嚴重，平面物性差異明顯，注采對應關系較差，氣頂外擴，形成次生氣頂，部分生產(chǎn)井發(fā)生氣竄。為了進一步挖潛剩余油，認識剩余油分布規(guī)律，提高油藏產(chǎn)能，進行油藏數(shù)值模擬研究，編制調(diào)整開發(fā)方案。

2　數(shù)值模擬研究

2.1網(wǎng)格模型

基于對X油藏地質(zhì)特征的深刻認識，選擇黑油模型進行歷史擬合［1，2］?？紤]斷層的展布特征、儲層發(fā)育的方向，以及保證了兩井之間至少有3個網(wǎng)格，模型采用角點網(wǎng)格，平面上網(wǎng)格步長為80 m×80 m，盡可能表現(xiàn)采油井間的儲層非均質(zhì)性。

為了準確反映垂向上的非均質(zhì)性，根據(jù)地層沉積旋回、主力和非主力油層的分布特點，在縱向上將該油藏劃分為6個模擬層（見圖1），總網(wǎng)格數(shù)為120×239× 6=172 080個，有效網(wǎng)格為139 269個。

圖1X油藏網(wǎng)格圖

2.2油藏歷史擬合

在歷史擬合階段，模型以定油量生產(chǎn)，主要對該油藏開采期內(nèi)全區(qū)及單井的壓力、產(chǎn)氣量、含水等歷史進行擬合。全區(qū)擬合較好的井有102口，擬合精度達到86％，符合工程精度要求。從擬合精度看，無論是儲量擬合、全區(qū)地層壓力和含水擬合、全區(qū)累產(chǎn)氣擬合還是單井產(chǎn)水產(chǎn)氣擬合，其結果都在允許的誤差范圍內(nèi)，這表明所建立的地質(zhì)模型可以作為開發(fā)方案預測的基礎。從全區(qū)產(chǎn)氣擬合圖（見圖2）和全區(qū)含水擬合圖（見圖3）趨勢上看，計算值和實測值不僅趨勢一致，而且誤差較小，吻合程度較好。

3　剩余油分布規(guī)律

經(jīng)分析研究認為，剩余油分布主要受儲層非均質(zhì)性、構造、斷層等地質(zhì)因素以及注采關系、生產(chǎn)動態(tài)等開發(fā)因素控制，剩余油主要分布在注入水未波及油層以及物性差驅(qū)油效率低的部位，微觀上主要由于非均勻推進、繞流、卡斷等現(xiàn)象形成剩余油［3-6］。

3.1剩余油平面分布規(guī)律

通過數(shù)值模擬研究，認為剩余油平面分布規(guī)律如下：

連片狀：儲層厚度大，非均質(zhì)性強，注入水的驅(qū)替作用使得剩余油分布不均勻。在井網(wǎng)和物性差異影響下，最終形成連片狀剩余油。從剩余油分布圖（見圖4a）可以看出，剩余油富集區(qū)主要依附儲層物性差部位以及斷層附近。原因主要有兩個：（1）儲層物性差，注入水難驅(qū)替；（2）斷層對油水滲流的屏障作用使流速減緩。

交錯狀：交錯狀剩余油以井間滯留為主控因素，從剩余油分布圖（見圖4b）可以看出，剩余油主要分布于生產(chǎn)井間壓力平衡區(qū)。原因主要是在井間壓力分布曲線上零壓力梯度點附近，驅(qū)動壓力梯度最小，在縱向非均質(zhì)影響下，該部位驅(qū)油效率差異很大。

b-交錯狀剩余油圖4　油藏剩余油平面分布

3.2剩余油縱向分布規(guī)律

X油藏縱向上劃分為6個模擬層，由于沉積環(huán)境和開發(fā)措施的差異，各模擬層儲量動用狀況各不相同，總體來說（見表1），物性較好的層采出程度高，物性較差點層采出程度較低。2、5小層物性較好，平均滲透率較高，水淹程度高，采出程度高達27.39％～28.18％，但是兩個小層儲量基數(shù)大，所以剩余油較多，仍具有較大的挖掘潛力。1、4小層相對物性較差，多層合采時由于層間干擾，采出程度相對較低，僅為15.21％～21.96％，其中4小層儲量基數(shù)大，剩余油比例最高，是今后調(diào)整開發(fā)的主要對象。因此，下步注采調(diào)整中應細分開發(fā)層系，改善層間關系，使物性較差的油層得到有效開發(fā)。

表1　模擬層物性與采出程度對比表

3.3剩余油成因分析

根據(jù)油藏實際情況，參考國內(nèi)剩余油成因分類標準［7-10］，將X油藏剩余油成因分為以下四類：井網(wǎng)不完善型、井間滯留型、斷層遮擋型及層間干擾型。利用剩余油飽和度分布圖和儲量分布圖，對各類剩余油進行了劃分（見表2），其中井間滯留型居多，占38％，其次是井網(wǎng)不完善，占32％。形成原因如下：（1）由于層內(nèi)物性及斷層的分割作用，部分區(qū)域油水井注采對應關系差，射孔對應率低，導致油井不受效或水井無效注水，在靠近油氣界面的高構造部位以及油水界面處未安排采油井，造成剩余油在井網(wǎng)控制不住的區(qū)域富集（見圖5）。（2）油藏初期注采比低，大井距生產(chǎn)時，在井間壓力平衡區(qū)或井間零壓力梯度部位，尤其是井間低

剩余油類型　剩余可采儲量/（104m3）　所占比例/％井網(wǎng)不完善型　2 138.88　32井間滯留型　2 564.61　38斷層遮擋型　605.03　21層間干擾型　1 432.52　9合計　6 741.05　100

圖5　井網(wǎng)不完善型剩余油

圖6　井間滯留型剩余油

4　結論

（1）完成了全油藏187口生產(chǎn)井的生產(chǎn)歷史擬合，擬合精度86％。

圖8　層間干擾型剩余油

（2）總結剩余油平面上和縱向上的分布模式，平面上呈連片狀和交錯狀；縱向上主要分布在儲量基數(shù)大，物性較差的4小層。

（3）將X油藏剩余油成因分為4種，即井網(wǎng)不完善型、井間滯留型、斷層遮擋型以及層間干擾型，其中井網(wǎng)不完善型占32％，井間滯留型占38％，斷層遮擋型占21％，層間干擾型占9％。

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Study of distribution regulation of remaining oil in X reservoir

ZHAO Yang1，F(xiàn)ENG Guoqing1，SUN Gangqiang2，JIAO Wenchuan3
（1.State Key Lab of Oil&Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu Sichuan 610500，China；2.Sinopec North China Petroleum Bureau，Zhengzhou Henan 450064，China；3.PetroChina Coalbed Mathane Company Limited Xinzhou Company，Xinzhou Shanxi 036600，China）

In order to improve oil recovery at high water-cut stage，it is necessary to realize the distribution regulation and forming reasons of remaining oil.On the basis of delicate reservoir description，combined the feature of production performance，the remaining oil distribution of X reservoir is studied with the application of reservoir numerical simulation. History matching is carried out on 187 production wells，and the matching accuracy reaches 86％that conforms to the requirements of the engineering precision.Through the analysis of the history matching results，there are two distribution modes in the plane，schistose remaining oil and interlace mode remaining oil.While in vertical direction，due to the physical differences，the remaining oil is mainly distributed in the fourth layer with large reserves and poor physical property.With the result，the forming reasons of the remaining oil are analyzed and obtain the proportion of each type of remaining oil，which contain well pattern type，inter well type，fault type and interlayer interference type.

reservoir numerical simulation；history matching；remaining oil distribution；remaining oil forming reasons

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.01.010

TE327

A

1673-5285（2015）01-0037-04

2014－11-04

趙陽，男（1989-），湖北荊門人，碩士研究生，主要從事油藏描述及油藏數(shù)值模擬研究，郵箱：zyredaiconglin@163.com。