基于扇三角洲儲層單砂體的剩余油定量描述
——以南堡凹陷柳贊油田北區(qū)Es33油藏為例

方度，賈倩，龔晶晶，高東華，袁立新，尹莉

（中國石油冀東油田分公司勘探開發(fā)研究院，河北 唐山 063000）

基于扇三角洲儲層單砂體的剩余油定量描述
——以南堡凹陷柳贊油田北區(qū)Es33油藏為例

方度，賈倩，龔晶晶，高東華，袁立新，尹莉

（中國石油冀東油田分公司勘探開發(fā)研究院，河北 唐山 063000）

扇三角洲儲層具有相變快、非均質(zhì)性強(qiáng)、油水關(guān)系復(fù)雜等特點，以小層為單元的剩余油研究難以滿足開發(fā)中后期調(diào)整需求，亟需開展單砂體剩余油定量描述。以南堡凹陷柳贊油田北區(qū)Es33油藏為例，在巖心描述、沉積構(gòu)造分析、測井相識別的基礎(chǔ)上，應(yīng)用“垂向分期、側(cè)向劃界”方法，進(jìn)行單砂體劃分與邊界識別；應(yīng)用分級相控建模方法，建立單砂體三維非均質(zhì)地質(zhì)模型；開展單砂體油藏數(shù)值模擬，并應(yīng)用剩余油飽和度、剩余油儲量豐度與剩余油儲量等3項指標(biāo)對單砂體剩余油潛力進(jìn)行了定量描述。鉆探證實，預(yù)測結(jié)果真實可靠且具有較高精度，能有效指導(dǎo)研究區(qū)剩余油的精細(xì)挖潛。

扇三角洲；單砂體；分級相控建模；剩余油定量描述；南堡凹陷

隨著油田進(jìn)入開發(fā)中后期，剩余油分布日趨復(fù)雜，開采難度越來越大，傳統(tǒng)的小層剩余油研究已經(jīng)不能滿足開發(fā)需要，基于單砂體的剩余油研究已成為油田開發(fā)的重要任務(wù)。近年來，國內(nèi)外學(xué)者對河流相單砂體剩余油分布已開展了大量研究，并取得了較為成熟的成果［1-2］，但對扇三角洲儲層單砂體剩余油的研究還比較欠缺。筆者以南堡凹陷柳贊油田北區(qū)Es33油藏為例，開展了扇三角洲儲層單砂體劃分、三維地質(zhì)建模及剩余油描述，精細(xì)刻畫了單砂體空間非均質(zhì)特征，定量評價了剩余油潛力。

1 研究區(qū)油藏地質(zhì)概況

柳贊油田位于南堡凹陷東北端、高柳構(gòu)造帶的東端，西以鞍部與高尚堡構(gòu)造和拾場次凹連接，東北部以柏各莊斷層與馬頭營凸起相連。柳贊北區(qū)位于柳贊油田北部，為沿柏各莊斷層下降盤分布的斷鼻構(gòu)造，目的層Es33亞段發(fā)育扇三角洲沉積，儲層橫向變化快、側(cè)向疊置、非均質(zhì)性強(qiáng)。經(jīng)過20多年的開發(fā)，綜合含水率已達(dá)84%，地質(zhì)儲量采出程度僅14.8%。目前層間、層內(nèi)矛盾突出，單層突進(jìn)，動用程度低，亟需開展基于單砂體的儲層非均質(zhì)特征與剩余油定量刻畫研究，為油藏開發(fā)調(diào)整方案優(yōu)化設(shè)計提供指導(dǎo)。

2 單砂體劃分與邊界識別

2.1 單砂體微相特征

柳贊油田北區(qū)Es33亞段主要發(fā)育扇三角洲沉積體系，識別出辮狀水道、溢岸、水道間、舌狀壩、壩間5種微相。辮狀水道單砂體寬度、厚度均較大，單層厚度多在5 m以上，以交錯層理和塊狀發(fā)育為特征，以中細(xì)礫巖、粗砂巖與中細(xì)砂巖為主，具有正韻律特征。溢岸沉積以細(xì)砂巖為主，巖石相類型為塊狀砂巖相、波狀層理細(xì)砂巖相。水道間沉積物較細(xì)，主要為泥巖和粉砂巖，泥巖厚度較薄，一般為1～2 m，巖石相類型有塊狀泥巖相、塊狀粉砂巖相與波狀層理粉砂巖相。舌狀壩沉積以粗砂巖、含礫砂巖、中砂巖與細(xì)砂巖為主，巖石相類型多為塊狀砂巖相，厚度較大，頂部突變接觸，底部漸變接觸，單個砂體為正韻律，砂體組合為反韻律。壩間微相主要發(fā)育塊狀構(gòu)造，巖石相類型為塊狀泥巖相與塊狀粉砂巖相，韻律特征不明顯，厚度不等。

2.2 單砂體垂向分期

單砂體垂向分期的基礎(chǔ)是巖心分析和巖電標(biāo)定，通過巖心分析確定單一微相的巖石學(xué)和韻律特征，通過巖電標(biāo)定確定單一微相的測井響應(yīng)特征，并建立相應(yīng)的單一微相測井解釋模型。在小層劃分的基礎(chǔ)上，根據(jù)沉積旋回特征、砂體內(nèi)部韻律特征、巖性及測井響應(yīng)特征，通過對單砂體沉積轉(zhuǎn)換界面的識別，采用構(gòu)型要素分析的方法進(jìn)行單砂體垂向分期。

2.3 單砂體側(cè)向劃界

單砂體建模的關(guān)鍵是砂體邊界的確定，在垂向分期的基礎(chǔ)上進(jìn)行側(cè)向邊界識別。在單井識別各成因砂體類型以及剖面合理配置組合的基礎(chǔ)上，結(jié)合沉積學(xué)規(guī)律和沉積模式總結(jié)出單一微相邊界識別的方法［3］。

1）頂部高程差異。不同時期沉積的辮狀水道砂體頂部層位的相對高程會存在差異，因此，頂部層位高程差異也是判斷單一水道砂體的一項重要標(biāo)志。

2）曲線形態(tài)差異。同一河道砂體在測井曲線形態(tài)上應(yīng)有一定的連續(xù)性和漸變性，不同的水道水動力強(qiáng)度不同，造成測井曲線響應(yīng)特征的差異。尤其是，不同水道主流線上曲線的差異是不同水道的顯著標(biāo)志。

3）砂巖厚度變化。不同河道砂體受水動力及古地形等因素影響，沉積厚度會出現(xiàn)明顯差異，在剖面上，如果同一時間地層單元內(nèi)水道砂體連續(xù)出現(xiàn) “厚—薄—厚”特征，則其間存在邊界。中間薄的部位可能為某一水道的邊部，也有可能是中間部位發(fā)育一期小水道，與兩側(cè)的水道存在規(guī)模差異。

4）細(xì)粒沉積物分隔。水道間沉積為扇三角洲平原亞相辮狀水道之間地勢低洼地區(qū)的細(xì)粒沉積物，溢岸沉積為洪水泛濫時期水流溢出水道，水道中懸浮的沉積物在低洼地帶堆積而形成的沉積體。在辮狀水道復(fù)合砂體中如果發(fā)育水道間或溢岸沉積，則為單一辮狀水道邊界。

3 分級相控單砂體建模

分級相控建模方法綜合應(yīng)用確定性建模與隨機(jī)建模2種方法的優(yōu)勢［4］，核心思想為分級建模。分級相控建模主要分3級：一級砂體格架模型，二級泥巖夾層模型，三級物性夾層模型。

3.1 一級砂體格架模型

一級砂體格架模型主要基于地質(zhì)研究成果，采用確定性建模方法建立單砂體三維格架模型，準(zhǔn)確刻畫砂體邊界。

在單井相劃分的基礎(chǔ)上，結(jié)合單砂體邊界識別的結(jié)果，確定單砂體平面與剖面分布展布特征，多維互動確定單砂體邊界。在扇三角洲沉積模式指導(dǎo)下，采用確定性建模方法，建立單砂體三維格架模型，對井間未知區(qū)給出確定性的預(yù)測結(jié)果。所建模型能有效再現(xiàn)地質(zhì)展布特征，較好地刻畫單砂體邊界。

3.2 二級泥巖夾層模型

二級泥巖夾層模型是在確定性相模型的約束下，應(yīng)用相控指示模擬方法對井間砂體與泥巖夾層進(jìn)行有效預(yù)測，從而建立泥巖夾層模型。

指示模擬方法的最大優(yōu)點是可以模擬復(fù)雜各向異性的地質(zhì)現(xiàn)象及連續(xù)分布的極值。該方法無需假設(shè)原始樣本服從正態(tài)分布，而是通過給出一系列的門檻值，估計某一類型變量低于某一門檻值的概率，以此確定隨機(jī)變量的分布。序貫指示模擬方法是指示模擬的典型代表，是通過對空間屬性參數(shù)的變差函數(shù)進(jìn)行分析和推斷，建立起基于變差函數(shù)的儲層隨機(jī)模型，是一種基于象元的模擬方法，既可用于連續(xù)性儲層參數(shù)的模擬，亦可用于離散地質(zhì)體的模擬［5］。

以相控理論為指導(dǎo)［6］，充分利用密井網(wǎng)資料［7］，以變差函數(shù)為工具［8］，開展地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)分析［9］，以砂體與泥質(zhì)夾層寬厚比統(tǒng)計規(guī)律作為約束條件，應(yīng)用隨機(jī)模擬方法，產(chǎn)生可選的、等概率的多個儲層三維模型。通過多個模型的比較，可了解由于資料限制而導(dǎo)致的井間儲層預(yù)測的不確定性［10］，優(yōu)選最符合地質(zhì)規(guī)律的一個模擬實現(xiàn)，有效描述泥巖夾層分布特征。

3.3 三級物性夾層模型

三級物性夾層模型是在泥巖夾層模型的基礎(chǔ)上，采用物性截斷的方法有效刻畫物性夾層，從而建立精細(xì)的三維單砂體模型。

物性夾層由于不具有明顯的測井響應(yīng)特征，單井上難于識別，指示模擬方法難以預(yù)測，以物性截斷的方法能對物性夾層進(jìn)行有效預(yù)測，其關(guān)鍵是儲層物性模型的建立。儲層物性的分布規(guī)律受控于沉積微相，儲層物性模型的建立是在沉積微相模型基礎(chǔ)上進(jìn)行的。以相控屬性建模思想為指導(dǎo)，分不同微相對儲層物性進(jìn)行數(shù)據(jù)分析，應(yīng)用序貫高斯模擬算法［11］，建立儲層三維物性模型（見圖 1a，1c）。

在三維儲層物性模型的基礎(chǔ)上，根據(jù)夾層的物性標(biāo)準(zhǔn)對模型進(jìn)行物性截斷，物性低于夾層下限的就是夾層，高于夾層下限的是正常儲集層，這樣就能得到物性夾層的三維空間分布模型，對物性夾層的空間展布特征進(jìn)行有效預(yù)測，從而得到精細(xì)的單砂體三維模型（見圖 1b，1d）。

圖1 柳贊北區(qū)單砂體三維模型與剖面

3.4 分級相控模擬結(jié)果

分級相控模型很好地恢復(fù)了單砂體的幾何形態(tài)，模擬結(jié)果有效繼承了地質(zhì)研究成果，且對井間砂體與泥巖夾層具有較好的預(yù)測效果。

與隨機(jī)模擬模型相比，分級相控指示模擬有效消除了隨機(jī)模擬連續(xù)性較差、零星分布的缺點，綜合了確定性建模與隨機(jī)建模的優(yōu)點。研究者的地質(zhì)認(rèn)識和地質(zhì)思維在模擬過程中得到了有效實現(xiàn)，模擬結(jié)果更符合地質(zhì)規(guī)律，有效刻畫了單砂體的空間展布特征（見圖1b，1d），相控儲層屬性模型精細(xì)刻畫了儲層的空間非均質(zhì)性特征（見圖 1a，1c）。

4 單砂體剩余油定量刻畫

4.1 油藏數(shù)值模型建立與歷史擬合

為了精細(xì)描述油藏流體的推進(jìn)動態(tài)，合理解決油藏數(shù)值模型網(wǎng)格數(shù)與計算時間的矛盾，確保模擬結(jié)果精度，需對精細(xì)地質(zhì)模型進(jìn)行網(wǎng)格粗化，差異化網(wǎng)格劃分能有效提高單砂體剩余油預(yù)測精度。平面網(wǎng)格粗化綜合考慮單砂體規(guī)模與井網(wǎng)井距狀況，網(wǎng)格精度設(shè)置為20 m×20 m，精細(xì)表征單砂體非均質(zhì)特征，有效模擬井間流體運動規(guī)律。縱向網(wǎng)格粗化主要考慮單砂體厚度、隔夾層厚度及單砂體韻律特征，采用差異化粗化方式，主力含油單砂層采用精細(xì)化網(wǎng)格，網(wǎng)格精度為0.5～1.0 m，有效保存儲層非均質(zhì)特征，提高單砂體剩余油預(yù)測精度。對非主力含油單砂層進(jìn)行合理的網(wǎng)格粗化合并，有效減少網(wǎng)格總數(shù)，提高模擬運算速度。

分析化驗資料表明，柳贊北區(qū)在長期注水開發(fā)過程中，隨著地下流體性質(zhì)的變化，儲層物性、孔隙結(jié)構(gòu)、非均質(zhì)性等都發(fā)生了變化，而儲層物性與非均質(zhì)性是控制剩余油的主要因素，分階段歷史擬合能合理表征儲層特征的變化，對提高擬合精度具有重要意義［12］。

柳贊油田北區(qū)，2003年以前為基礎(chǔ)井網(wǎng)與井網(wǎng)完善開發(fā)階段，產(chǎn)液量較小，含水率較低；2004年以來，開展細(xì)分層系與二次開發(fā)調(diào)整，油水井大規(guī)模增加，產(chǎn)液量提高，含水率劇增。根據(jù)油藏開發(fā)特點，以2004年為界，將柳贊北區(qū)劃分為2個歷史擬合階段。首先開展第1階段歷史擬合，產(chǎn)量、含水率、壓力等各項指標(biāo)擬合結(jié)果達(dá)到要求以后，將歷史擬合后的靜態(tài)模型與動態(tài)模型輸出，作為第2階段的初始模型，并根據(jù)儲層物性、巖石和流體性質(zhì)的變化規(guī)律調(diào)整參數(shù)，在此基礎(chǔ)上開展第2階段歷史擬合，達(dá)到剩余油預(yù)測的最佳效果。

4.2 剩余油定量刻畫

剩余油分布的量化指標(biāo)主要包括飽和度大小與儲量規(guī)模，以下主要從剩余油飽和度、剩余油儲量豐度與剩余儲量等指標(biāo)對其分布規(guī)律及潛力進(jìn)行定量刻畫。

4.2.1 剩余油飽和度描述剩余油分布規(guī)律

4.2.1.1 平面剩余油

構(gòu)造低部位注入水與邊水水驅(qū)效果好，水洗程度較高，優(yōu)勢滲流通道發(fā)育，剩余油相對分散；構(gòu)造中部注采井網(wǎng)完善，水驅(qū)見效明顯，水洗較均勻，動用程度較好；構(gòu)造高部位緊鄰柏各莊邊界斷層，為多物源口交切處，砂體連通較差，儲層物性較差，水驅(qū)效果較差，剩余油富集。主力含油砂體由于儲層物性較好，注采系統(tǒng)相對完善，水驅(qū)效果普遍較好，但在靠近砂巖尖滅的邊界區(qū)域，儲集層物性變差，在注水開發(fā)過程中成為水驅(qū)的“死角”，水洗較弱，剩余油飽和度較高。受平面非均質(zhì)性的影響，在水驅(qū)油過程中，注入水優(yōu)先進(jìn)入物性較好區(qū)域，使高滲透帶和低滲透帶水洗程度不均勻，井間相對低滲區(qū)水洗程度較弱，形成剩余油富集區(qū)。其次，注采井網(wǎng)不完善區(qū)域、條帶狀油砂體內(nèi)及儲層物性較差區(qū)域，易形成水驅(qū)替不到的滯留區(qū)，油層水洗程度較低，剩余油較富集（見圖 2a，2b）。

4.2.1.2 縱向剩余油

由于層內(nèi)韻律性的影響，造成注入水在厚油層內(nèi)部推進(jìn)速度不同。正韻律油層底部滲透率高，頂?shù)撞繚B透率級差大，注入水容易沿底部竄流，且由于重力分異作用［13］，水質(zhì)點下沉過程中，垂直滲透率也越來越高，進(jìn)一步加劇了下部水竄，形成優(yōu)勢滲流通道，使底部水洗嚴(yán)重，中上部動用程度較低，形成剩余油富集區(qū)。反韻律油層頂部滲透率高，底部滲透率低，由于儲層物性與重力分異的共同作用，水洗相對比較均勻，復(fù)合韻律油層則表現(xiàn)為多段水洗的特征。層內(nèi)夾層影響油水的滲流規(guī)律，夾層附近儲層物性相對較差，水體不容易波及，其次，由于夾層的存在，流體的垂向流動受阻，局部驅(qū)替效果變差，形成了剩余油富集區(qū)。對于厚油層，注采井間穩(wěn)定分布的夾層把厚油層分成若干獨立的流動單元，減弱了重力分異作用，對于正韻律、均勻型韻律油層有利于提高注水波及體積，而對于反韻律油層則不利于下部油層的動用（見圖2c）。

在多層合注合采的情況下，物性差異會導(dǎo)致注采過程中的水驅(qū)效果差異，出現(xiàn)層間干擾現(xiàn)象。層間非均質(zhì)性導(dǎo)致水體沿高滲層突進(jìn)，水洗程度加劇，低滲層水洗程度變?nèi)酰Ｓ嘤透患?。層間差異較大也嚴(yán)重影響薄差儲層的動用，由于薄層吸水差，油層動用程度較低，剩余油富集。研究區(qū)靠近斷層部位地層產(chǎn)狀較陡，傾角35°～55°，隨著地層傾角的增大，重力加劇了油水的分異作用，水驅(qū)效果變差，導(dǎo)致地層產(chǎn)狀較陡區(qū)域剩余油富集（見圖 2d）。

4.2.2 剩余油儲量豐度指示潛力目標(biāo)

剩余油飽和度能有效描述油藏的水洗特征，直觀描述剩余油分布規(guī)律（見圖2a，2b），卻不能有效描述剩余油潛力大小。油層有效厚度較大油藏，雖然水驅(qū)后剩余油飽和度較小，但其剩余油儲量仍然較大；而油層有效厚度較小油藏，即使剩余油飽和度較大，但其剩余油儲量仍然較小（見圖2b）。為此，剩余油儲量豐度則可以綜合考慮油藏的剩余油飽和度、厚度、孔隙度以及原油密度與體積系數(shù)等多種因素，對剩余油潛力進(jìn)行有效表征［14］（見圖2e）。通過對各小層儲量豐度指標(biāo)進(jìn)行疊加，即可得到油藏整體剩余油潛力目標(biāo)（見圖2f）。

由剩余油儲量豐度圖可知（見圖2e，2f），柳贊北區(qū)剩余油分布特征是總體分散、局部集中，地下儲集層仍存在較多的剩余油潛力區(qū)。構(gòu)造低部位水洗程度普遍較高，剩余油飽和度相對較低，但由于油層厚度較大，剩余油儲量豐度較大，仍然具有較大的挖潛潛力。針對構(gòu)造低部位水洗程度較高，優(yōu)勢滲流通道發(fā)育的特點，開展深部調(diào)驅(qū)，封堵優(yōu)勢滲流通道，調(diào)整吸水剖面，提高水驅(qū)波及體積能有效挖潛剩余油。構(gòu)造中部雖然水驅(qū)效果較好，剩余油儲量豐度仍然較大，需進(jìn)一步完善精細(xì)注采井網(wǎng)，提高水驅(qū)采收率。構(gòu)造高部位受儲層物性與重力分異作用影響，水驅(qū)效果較差，剩余油儲量豐度較大，考慮能減弱重力分異作用影響的氣驅(qū)，有效補(bǔ)充地層能量，提高驅(qū)替效率，有效挖潛剩余油。

圖2 柳贊北區(qū)剩余油飽和度及儲量豐度

4.2.3 剩余油儲量量化潛力大小

剩余油儲量豐度能有效描述剩余油的平面分布位置，指示剩余油潛力目標(biāo)，卻不能量化剩余油大小。借助模擬軟件強(qiáng)大的數(shù)值計算功能，計算各模擬網(wǎng)格儲量動用情況及剩余油儲量的大小。通過單一網(wǎng)格的疊加，即可得到各單砂層、油層組以及油藏整體的剩余油儲量大小，準(zhǔn)確量化剩余油潛力大小，為剩余油潛力區(qū)的優(yōu)選與綜合評價，以及新井井位的設(shè)計提供基礎(chǔ)與指導(dǎo)（見圖 3）。

柳贊油田北區(qū)剩余地質(zhì)儲量：Es33Ⅳ油組為546.51×104t， 各單砂體 13.15×104～75.06×104t， 平均31.66×104；Es33Ⅴ油組為 157.11×104t，各單砂體 5.73×104～31.73×104t，平均 17.46×104t；Es33Ⅲ油組為 66.87×104t，各單砂體 0.35×104～13.98×104t，平均 5.14×104t；Es33Ⅱ油組為 46.64×104t，各單砂體 0.99×104～5.92×104t，平均3.33×104t?？梢姡搮^(qū)剩余油仍有較大潛力，Es33Ⅳ油組潛力最大，Es33Ⅴ油組次之，Es33Ⅱ，Ⅲ油組相對較小。

圖3 柳贊北區(qū)各單砂體剩余油定量描述結(jié)果

5 剩余油預(yù)測結(jié)果驗證

由于地質(zhì)建模及油藏數(shù)值模擬過程中存在著多種不確定性，數(shù)值模擬結(jié)果未必真正與地下實際情況吻合，而密閉取心井資料本身是真實可靠的，用取心井資料驗證數(shù)值模擬結(jié)果不失為一較好的選擇。

柳北檢1-24井，測井解釋層號為22#，解釋井段為3 202.0～3 207.6 m，預(yù)測含油飽和度40%，測井解釋含油飽和度42%，為中水淹層，巖心滴水呈球狀—半球狀，中等見水；測井解釋層號為21#，解釋井段3 175.4～3 182.0 m，預(yù)測含油飽和度48%，測井解釋含油飽和度49.9%，為油層，巖心滴水呈球狀，未見水；測井解釋號19#，解釋井段3 154.0～3 157.0m，預(yù)測含油飽和度45%，測井解釋含油飽和度46%，為中水淹層，巖心滴水呈球狀—半球狀，中等見水。檢查井資料驗證了模擬結(jié)果真實可靠，基于單砂體的油藏數(shù)值模擬技術(shù)有效提高了剩余油預(yù)測的精度，能有效指導(dǎo)研究區(qū)剩余油精細(xì)挖潛。

6 結(jié)論

1）運用沉積學(xué)的基本原理，依據(jù)沉積體的巖石學(xué)特征、韻律特征、測井響應(yīng)特征及不同沉積體的配置關(guān)系，采用“垂向分期與側(cè)向劃界”的方法能對扇三角洲儲層單砂體進(jìn)行合理劃分，單砂體劃分與邊界識別是單砂體地質(zhì)建模的基礎(chǔ)。

2）分級相控建模綜合了確定性建模與隨機(jī)建模方法的優(yōu)勢，能很好地恢復(fù)扇三角洲儲層砂體邊界，有效預(yù)測井間砂體、泥巖夾層與物性夾層的空間展布特征，對單砂體空間非均質(zhì)特征定量刻畫具有較好效果。

3）基于單砂體的差異網(wǎng)格劃分與分階段數(shù)值模擬技術(shù)，能更精細(xì)表征油藏地下的真實情況，提高了模型預(yù)測精度，合理模擬了油水運移規(guī)律，有效預(yù)測了剩余油分布特征，定量刻畫了剩余油潛力。

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（編輯 王淑玉）

Quantitative description of remaining oil based on single sand body in fan delta reservoir bed:taking Es33reservoir in northern region of Liuzan Oilfield in Nanpu Sag for example

FANG Du,JIA Qian,GONG Jingjing,GAO Donghua,YUAN Lixin,YIN Li
(Research Institute of Exploration and Development,Jidong Oilfield Company,PetroChina,Tangshan 063000,China)

With distinguishing features of fast phase change,strong aeolotropy,complex hydrocarbon water contact in fan delta,study of remaining oil based on sublayer cannot meet the needs of adjustment during the middle-late development stages,and quantitative description of remaining oil for the single sand body in fan delta reservoir bed was launched.Taking Es33reservoir in the northern region of Liuzan Oilfield in Nanpu Sag as an example,based on the core description,sedimentary structure analysis,electrofacies recognization,and the method of vertical substage and lateral delimitation,single sand bodies and sandstone boundary were identified.Using the method of fractional facies modeling,three-dimensional anisotropic geologic model for single sand bodies were built.The numerical reservoir simulation for single sand body and three indices including remaining oil saturation,remaining oil reserves abundance and remaining oil reserves are used to quantitatively describe residual oil potential of single sand body.Exploration drilling has confirmed that the forecasting results are helpful and accurate,which can effectively direct the fine tapping of the remaining oil.

fan delta;single sand body;fractional facies modeling;quantitative description of remaining oil;Nanpu Sag

TE32+1

A

國家科技重大專項“渤海灣盆地黃驊坳陷灘海開發(fā)技術(shù)示范工程”（2011ZX05050）

10.6056/dkyqt201704021

2016-12-16；改回日期：2017-05-27。

方度，男，1982年生，工程師，碩士，2008年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)能源地質(zhì)工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)研究工作。E-mail：fangdu2008@petrochina.com.cn。

方度，賈倩，龔晶晶，等.基于扇三角洲儲層單砂體的剩余油定量描述：以南堡凹陷柳贊油田北區(qū)Es33油藏為例［J］.斷塊油氣田，2017，24（4）：529-535.

FANG Du，JIA Qian，GONG Jingjing，et al.Quantitative description of remaining oil based on single sand body in fan delta reservoir bed:taking Es33reservoir in north region of Liuzan Oilfield in Nanpu Sag for example［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（4）：529-535.