濮城油田東區(qū)沙二上4-7油藏剩余油研究

摘要：針對濮城油田東區(qū)沙二上4-7低滲透砂巖油藏綜合含水高、產(chǎn)量遞減快的問題，綜合應(yīng)用構(gòu)造剩余油分析、全能譜資料統(tǒng)計(jì)、吸水剖面分析、油藏工程方法分析、數(shù)值模擬分析、沉積相與注采結(jié)合分析等多種方法，對油藏進(jìn)行了系統(tǒng)的構(gòu)造、沉積、注采的定量研究和綜合評價(jià)，加強(qiáng)了剩余油的認(rèn)識，為措施調(diào)整提供了有利依據(jù)。

關(guān)鍵詞：構(gòu)造;沉積相;注采;剩余油

1?開發(fā)現(xiàn)狀

東沙二上4-7油藏由于儲層發(fā)育差，單井產(chǎn)能低，措施有效期短等因素影響，2014年到2016年受低油價(jià)開發(fā)影響，事故井修復(fù)力度減少，油水井措施工作量大幅減少，造成目前注采不完善，單效受效井多，平面注采失調(diào)。針對油藏問題，我們認(rèn)為搞清楚剩余油分布的規(guī)律，有助于生產(chǎn)開發(fā)和調(diào)整，因此我們嘗試多種方法進(jìn)行剩余油研究，取得了較好效果。

2?剩余油研究

在追蹤當(dāng)前國內(nèi)外低滲透儲層表征及建模研究最新進(jìn)展的基礎(chǔ)上，綜合應(yīng)用地質(zhì)、取芯、測井、地震、測試及試油等資料，以構(gòu)造剩余油分析、全能譜資料統(tǒng)計(jì)、吸水剖面分析、油藏工程方法分析、數(shù)值模擬分析、沉積相與注采結(jié)合分析等多種方法，對油藏進(jìn)行了系統(tǒng)的構(gòu)造、沉積、注采的定量研究和綜合評價(jià)，深化了對該油藏特征的再認(rèn)識。

2.1構(gòu)造剩余油分析

不同的微構(gòu)造模式其剩余油富集程度和油井生產(chǎn)情況也不同，油層微構(gòu)造對剩余油分布和油井生產(chǎn)有明顯的控制作用。斷層性質(zhì)和斷層特征影響剩余油分布，斷層斷面構(gòu)造特征與剩余油分布有關(guān)，封閉性斷層斷面上的鼻狀凸起以及相對高點(diǎn)部位都能夠成為剩余油富集區(qū)[1]。東區(qū)沙二上4-7邊水比較發(fā)育，且中間高，兩邊低，具有一定的地層傾角，注水開發(fā)過程中，注入水從構(gòu)造高部位向低部位推進(jìn)快，造成低部位油井比高部位油井見效快、見水早、水淹快，而在高部位形成剩余油富集區(qū)。通過精細(xì)構(gòu)造解釋，在濮46斷層部分微構(gòu)造高點(diǎn)發(fā)現(xiàn)剩余油集聚區(qū)，但由于該油田主要采用高部位注水開發(fā)，因此這種類型的剩余油儲量相對較少

2.2全能譜資料統(tǒng)計(jì)分析

統(tǒng)計(jì)18口剩余油資料：統(tǒng)計(jì)566.3米/329層，其中水淹層厚度占統(tǒng)計(jì)的52.7%，占統(tǒng)計(jì)層數(shù)的48.0%，為剩余油潛力區(qū)。干層占統(tǒng)計(jì)厚度的34.12%，占統(tǒng)計(jì)層數(shù)的36.17%，通過儲層測井參數(shù)的重新校對，在原先未發(fā)現(xiàn)含油的部分干層，也通過試采，發(fā)現(xiàn)了潛力。

2.3吸水剖面資料分析

由東區(qū)沙二上4-7油藏累計(jì)吸水資料分析，東區(qū)沙二上4-7油藏的一類小層S2S5.4、5.5、6.1、6.3、7.1累計(jì)吸水較多，動(dòng)用較好，但儲量基數(shù)大，具有較大剩余油潛力，二、三類層S2S4.1，5.1、5.2、5.3、6.2、6.4、7.2、7.3小層累計(jì)吸水及相對吸水較少，具有一定的開發(fā)潛力，值得精細(xì)注采挖潛。

2.4油藏工程方法分析

采用油藏工程方法，在對合理井網(wǎng)密度、井距、合理流壓、生產(chǎn)壓差、注水壓力論證后，通過對單井各小層的產(chǎn)油量、注水量進(jìn)行劈分，計(jì)算各流動(dòng)單元的采出程度、含水狀況，編制出流動(dòng)單元水淹圖[2]。

東區(qū)沙二上4-7各個(gè)含油小層中，一類流動(dòng)單元共計(jì)8個(gè)：地質(zhì)儲量202×104t，占總地質(zhì)儲量的70%，累積產(chǎn)油68.5×104t，平均采出程度33.9%，由于河道砂體發(fā)育，儲層滲透率高，注采完善，采出程度高，綜合含水高;剩余可采儲量14.3×104t。剩余油多分布在局部注采不完善區(qū)及主力小層層內(nèi)。

二類流動(dòng)單元共計(jì)4個(gè)：地質(zhì)儲量53.8×104t，占總地質(zhì)儲量的18.7%，累積產(chǎn)油12.5×104t，平均采出程度23.2%。砂體以前緣砂及河道間砂體為主，儲層滲透率中等，注采相對完善，采出程度中等。剩余可采儲量7.4×104t。剩余油多為層間干擾型剩余油。

三類流動(dòng)單元共計(jì)8個(gè)：地質(zhì)儲量31.4×104t，占總地質(zhì)儲量的10.9%，累積產(chǎn)油3.2×104t，平均采出程度10.2%。油層分布呈土豆?fàn)罨驗(yàn)樾∑谋訝?，儲層滲透率較低，儲量少，注采井網(wǎng)難以控制，開發(fā)潛力小，動(dòng)用難度較大;剩余可采儲量4.0×104t。流動(dòng)單元剩余油為獨(dú)塊透鏡狀砂體剩余油。

2.5 數(shù)值模擬研究

通過油藏歷史擬合后可以得到油藏每一流動(dòng)單元的開發(fā)指標(biāo)，進(jìn)而分析油藏每一流動(dòng)單元的開發(fā)狀況。從數(shù)值模擬的情況來看，采出程度較高的流動(dòng)單元主要有沙二上52、53、55、57、61、63、64、71等8個(gè)流動(dòng)單元，采出程度分別為36.4%、34.4%、36.4%、35.1%、35.8%、36.1%、34.9%、33.8%。雖然以上8個(gè)流動(dòng)單元采出程度高，但是這幾個(gè)流動(dòng)單元全部為一類流動(dòng)單元，物性好、油層厚、分布穩(wěn)定，是該區(qū)塊的主力流動(dòng)單元，剩余油潛力也較大。

2.6 沉積相與注采分析結(jié)合研究

沉積微相決定儲集砂體的外部形態(tài)及內(nèi)部結(jié)構(gòu)[3]，因此也決定著儲層平面和垂向非均質(zhì)性，控制著油、氣、水的運(yùn)動(dòng)方向，從而導(dǎo)致剩余油沿一定的相帶分布。如主力相帶（河道砂）砂巖厚度較大，粒度相對較粗，泥質(zhì)含量少，水淹程度高，剩余油飽和度低，而總體上講剩余油儲量豐度和剩余可采儲量較大;非主力相帶（席狀砂、遠(yuǎn)砂）砂巖厚度小，泥質(zhì)含量高，水淹程度較低，剩余油飽和度高，但是其剩余油儲量豐度和剩余可采儲量較小。沉積微相對剩余油分布的影響作用主要表現(xiàn)為以下幾個(gè)方面：

（1）砂體的外部幾何形態(tài)

主要指砂體頂?shù)捉缑娴钠鸱螒B(tài)、幅度（油層的微構(gòu)造）控制剩余油分布和影響注采井生產(chǎn)。河道砂從剖面上看一般為頂平底凸的透鏡狀砂體，砂體邊緣厚度小、滲流條件較差，采出程度小，因此是富含剩余油的部位。另外，由于河流的沖刷作用，河道砂體可形成以下組合接觸關(guān)系，即對接式、并列式和重疊式等，剩余油主要分布在砂體的結(jié)合部位及河道邊緣相對較薄的部位。

（2）砂體的延伸方向和展布規(guī)律

沿河道砂砂體長軸方向砂體連通性好，孔滲高，易水淹，而在河道砂短軸方向上由于河道砂體與泥巖夾層的相間排列，砂體連通性受到泥巖夾層的分割，孔滲性變化較快，水淹程度較弱，剩余油相對富集。

（3）砂體內(nèi)部結(jié)構(gòu)

主要指垂向上的沉積層序、泥質(zhì)夾層分布對剩余油分布的影響作用。河流相儲層具有典型的向上變細(xì)變薄沉積層序，中、下部為高孔高滲段易水淹，而上部就成為剩余油富集部位。

（4）不同微相帶上的井生產(chǎn)情況不同

河道砂體油層厚度大，原始含油飽和度高，投產(chǎn)初期產(chǎn)量高，但見水快，易水淹;而河道間附近的井由于不滲透或滲透性差的泥巖夾層的遮擋作用，水推進(jìn)較慢，油井生產(chǎn)情況比較穩(wěn)定。席狀砂體油層相對較薄，雖有一定的儲量，但產(chǎn)量遞減快，生產(chǎn)后期往往轉(zhuǎn)為注水井。綜上所述，河道砂與河道間砂體是該區(qū)塊最主要的儲集砂體，剩余油儲量也最大。

3 剩余油類型總結(jié)

（1）構(gòu)造高部位型：濮城油田東區(qū)沙二上4-7邊水比較發(fā)育，且中間高，兩邊低，具有一定的地層傾角，注水開發(fā)過程中，注入水從構(gòu)造高部位向低部位推進(jìn)快，造成低部位油井比高部位油井見效快、見水早、水淹快，而在高部位形成剩余油富集區(qū)。但由于該油田主要采用高部位注水開發(fā)，因此這種類型的剩余油儲量相對較少，該類型剩余地質(zhì)儲量為6.4×104t，占弱或未水淹剩余油地質(zhì)儲量的8.3%。

（2）水驅(qū)損失型：這部分剩余油是注采相對完善區(qū)在注水開發(fā)過程中形成的死油區(qū)。生產(chǎn)過程中，由于注采關(guān)系不斷調(diào)整，油層內(nèi)液流方向不斷改變，將油層中的剩余油切割的十分零亂和零散，從而形成剩余油。這部分儲量為13.2×104t，占弱或未水淹剩余油總儲量的17.2%。

（3）層間干擾型：在多層合采的情況下，由于層間的非均質(zhì)性，使多油層間出現(xiàn)層間干擾，層位越多，層間差異越大，層間干擾越嚴(yán)重，高滲油層水驅(qū)啟動(dòng)壓力低，容易水驅(qū)，而較低滲的油層水驅(qū)啟動(dòng)壓力高，水驅(qū)程度弱，甚至未水驅(qū)，這樣使部分油層動(dòng)用不好或基本未動(dòng)用，從而形成剩余油。這部分儲量為18.7×104t，占弱或未水淹剩余油總儲量的24.4%。

（4）注采不完善型：這部分剩余儲量主要是由于井網(wǎng)較稀，油層物性較差等原因造成的。受注采完善程度和沉積相帶的影響，形成局部注采不完善，造成剩余油富集區(qū);還有一部分分布在油藏透鏡狀小砂體中，儲量小，分布零散。該類型剩余油地質(zhì)儲量30.3×104t，占弱或未水淹剩余油總儲量的39.6%。在濮城油田東區(qū)沙二上4-7的未水淹區(qū)剩余油分布中占據(jù)主力地位。

4 結(jié)束語

通過以上多種方法對東區(qū)沙二上4-7油藏剩余油進(jìn)行分析，取得了幾點(diǎn)認(rèn)識，從總體上看，剩余油的分布與構(gòu)造發(fā)育、沉積相展布、注采歷史等因素密切相關(guān)。

（1）微構(gòu)造高部位和斷層遮擋區(qū)存在較多剩余油。

（2）主力層儲量基數(shù)大，仍存在較多剩余油。

（3）相變區(qū)尤其是厚變薄至尖滅的過度區(qū)域，有較多剩余油分布，注采不完善區(qū)存在較多剩余油。

參考文獻(xiàn)：

[1] 李帥，李金奇.少數(shù)井控制的大區(qū)域二維地震解釋方法[J].內(nèi)蒙古石油化工，2011，37（205）：23～27.

[2] 陳元千，李璗.現(xiàn)代油藏工程[M].北京：石油工業(yè)出版社，2001：150-156.