BQ57區(qū)Ⅲ1、3層剩余油潛力與分布規(guī)律研究

卓興家，范佳樂，張繼成

（東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶163318）

我國(guó)大部分陸相老油田已進(jìn)入開發(fā)生產(chǎn)的中、高含水期，但剩余油開采仍具有較大潛力，因此重新對(duì)剩余油進(jìn)行精細(xì)描述對(duì)油田開發(fā)具有重要意義[1-4]。顏冠山等[5-6]研究了各類地質(zhì)因素及其與工程因素的耦合性對(duì)剩余油的控制作用，明確了此類油田剩余油的分布特征及下一步剩余油挖潛的方向。周游等[7-8]研究每一類流動(dòng)單元儲(chǔ)層的儲(chǔ)量、采收率標(biāo)定及油氣產(chǎn)出，從宏觀角度闡明了不同類型流動(dòng)單元的剩余油富集規(guī)律及潛力分布。汪濤等[9-11]采用測(cè)井響應(yīng)分析、油藏綜合分析、層次分析等方法，解析了單一河道、點(diǎn)壩及點(diǎn)壩內(nèi)部構(gòu)型單元等不同級(jí)次曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型對(duì)剩余油分布的控制與影響。王友啟等[12-14]在油藏水驅(qū)極限驅(qū)油效率研究和滲流力學(xué)分析的基礎(chǔ)上，對(duì)特高含水期油田剩余油分類提出了“四點(diǎn)五類”剩余油分類方法。

BQ57區(qū)邊水活躍，從而導(dǎo)致油層采出程度低，熱利用率低，水淹區(qū)動(dòng)用程度差，水侵區(qū)采出程度低。在稠油熱采過程中，由于后備資源有限，需要對(duì)水淹區(qū)剩余油進(jìn)行精細(xì)描述，從而可以確保在熱采過程中取得較高的產(chǎn)能。本文根據(jù)剩余油監(jiān)測(cè)資料和數(shù)值模擬研究成果，分別從縱向及平面上研究了BQ57區(qū)Ⅲ1、3層的剩余油分布規(guī)律，為油田進(jìn)一步挖潛剩余油奠定了基礎(chǔ)。

1 研究區(qū)概況

目標(biāo)油田BQ57區(qū)油藏類型為斷層遮擋的斷塊（斷鼻）油藏，油層均在斷塊（斷鼻）高部位處富集，含油層段內(nèi)有多個(gè)油水組合，沒有統(tǒng)一的油水界面，油層屬于層狀邊水稠油油藏。

儲(chǔ)集層為中孔高滲儲(chǔ)層，儲(chǔ)集層隨著地層埋深增大、碳酸鹽含量增加而總體物性變差。BQ57區(qū)Ⅰ-Ⅲ油層組平均孔隙度為24.36%，平均滲透率為3 957×10-3μm2，平均碳酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10.37%，其中Ⅰ油層組平均孔隙度為26.04%，平均滲透率為5 401×10-3μm2，平均碳酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)為9.43%；Ⅱ油層組平均孔隙度為23.92%，平均滲透率為3 667×10-3μm2，平均碳酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10.96%；Ⅲ油層組平均孔隙度為23.11%，平均滲透率為533×10-3μm2，平均碳酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10.71%。

油田油層（埋深173.0～667.2 m）原始地層壓力為1.53～6.23 MPa，地層溫度為22.0～53.5℃，溫度梯度為4.0℃/（100 m）。

地面原油相對(duì)密度分布在0.936 1～0.966 6 g/cm3，平均為 0.953 3 g/cm3；50 ℃下地面脫氣原油黏度為 871.87～3 482.93 mPa?s。

研究對(duì)象為BQ57區(qū)EX21斷塊，其Ⅲ1、3層分為Ⅲ11、Ⅲ12、Ⅲ31、Ⅲ32小層，水淹面積 0.46 km2，水淹儲(chǔ)量49.9×104t，目標(biāo)區(qū)塊的采出程度12.83%。蒸汽吞吐是一個(gè)降壓開采的過程，隨蒸汽吞吐開采的進(jìn)行，油藏的地層壓力大幅度下降，從而導(dǎo)致邊水侵入現(xiàn)象日益加劇，BQ57區(qū)邊水侵的水淹井?dāng)?shù)39口，占生產(chǎn)井總數(shù)的75%，其中由于地質(zhì)因素關(guān)閉水淹井?dāng)?shù)為7口，工程因素關(guān)閉水淹井?dāng)?shù)為6口。

2 BQ57區(qū)Ⅲ1、3層縱向剩余油分布規(guī)律

2.1 BQ57區(qū)Ⅲ1、3層縱向剩余油分布規(guī)律

X5315井位于構(gòu)造高部位，斷層附近。X5914相對(duì)于X5315距離邊水近，約有兩個(gè)井距，位于前緣席狀砂微相內(nèi)。X5315位于水下分流河道微相內(nèi)，距離邊水較遠(yuǎn)，并受斷層遮擋。雖然兩口井遠(yuǎn)離油水邊界線，但X5914在Ⅲ11和Ⅲ12層為強(qiáng)水淹，動(dòng)用程度高。X5315在Ⅲ11為中水淹，動(dòng)用程度中，在Ⅲ12為強(qiáng)水淹，動(dòng)用程度高，說明區(qū)塊水淹嚴(yán)重。

2.2 采出程度及剩余油分布狀況

利用CMG計(jì)算結(jié)果，統(tǒng)計(jì)各小層的采出程度及剩余油分布狀況如表1所示。

表1 BQ57區(qū)Ⅲ1、3層各小層剩余油數(shù)據(jù)Table 1 Each sublayer remaining oil data tables of layers III 1 and 3 in BQ57 area

圖1為BQ57區(qū)Ⅲ1、3層各個(gè)層地質(zhì)儲(chǔ)量和剩余儲(chǔ)量對(duì)比。

圖1 BQ57區(qū)Ⅲ1、3層各個(gè)層地質(zhì)儲(chǔ)量和剩余儲(chǔ)量對(duì)比Fig.1 Each sublayer geologic reserve and remaining geologic reserve collation map of layers III 1 and 3 in BQ57 area

由表1、圖1可以看出，目前BQ57區(qū)Ⅲ1、3層剩余油為43.23×104t，僅為13.02%。Ⅲ11層地質(zhì)儲(chǔ)量大，剩余油較多，主要原因是Ⅲ11層邊水侵入較為嚴(yán)重，雖然射孔井?dāng)?shù)多，動(dòng)用程度高，但是開采效果并不理想；Ⅲ12層由于砂體較薄，且地質(zhì)儲(chǔ)量相對(duì)較小，因此累積產(chǎn)油量及剩余的地質(zhì)儲(chǔ)量均比較少，但其采出程度相對(duì)較高；Ⅲ31層油水邊界線離井區(qū)較遠(yuǎn)，油井水淹弱，剩余油也較多；Ⅲ32層射孔井?dāng)?shù)只有7口，動(dòng)用程度低，累產(chǎn)油和采出程度均較低。從縱向剩余油分布來看，Ⅲ11、Ⅲ31及Ⅲ32層應(yīng)該為今后主要的挖潛層位。

3 平面剩余油分布規(guī)律

3.1 BQ57區(qū)Ⅲ1、3層剩余油分布規(guī)律

注采特征曲線為：

對(duì)式（1）時(shí)間求導(dǎo)，整理得：

而：

將式（4）代入式（1），整理得：

式中，Qo為產(chǎn)油量，t/d；Qs為注氣量，t/d；Np為油藏蒸汽吞吐階段的累積產(chǎn)油量，104t；Zs為油藏蒸汽吞吐階段的累積注汽量，104t；Ros為油藏蒸汽吞吐階段的瞬時(shí)油汽比；A、B分別為半對(duì)數(shù)坐標(biāo)系中直線段的截距與斜率。

油汽比（Ros）是反映注蒸汽開采油田開發(fā)和工藝技術(shù)水平的綜合性經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)。在稠油蒸汽吞吐開發(fā)過程中，其極限油汽比為0.15，代入式（5）可以得到式（6），從而計(jì)算區(qū)塊的可采儲(chǔ)量（NR）：

通過式（4）、（5），根據(jù)油田需要到達(dá)的油汽比，可以計(jì)算該油汽比下的產(chǎn)量。

根據(jù)定義，剩余可采儲(chǔ)量（NRR）表示為：

BQ57全區(qū)注采關(guān)系如圖2所示。計(jì)算得到BQ57區(qū)Ⅲ1、3層的剩余可采儲(chǔ)量見表2。同理，利用注采關(guān)系曲線法對(duì)單井進(jìn)行可采儲(chǔ)量的計(jì)算。圖3為BQ57區(qū)累積產(chǎn)油和剩余可采儲(chǔ)量分布。

從圖3可以看出，計(jì)算得到累積產(chǎn)油量平均值為3 027 t，X5315井累積產(chǎn)油量最高為7 500 t。從剩余可采儲(chǔ)量圖上可以看出，單井剩余可采儲(chǔ)量為100～7 000 t，其中X5315井的剩余可采儲(chǔ)量最高，為6 400 t，結(jié)合縱向上的剩余油分布研究，井X5315在Ⅲ11為中水淹，動(dòng)用程度中，因此X5315井更具有剩余油的挖掘潛力。

圖2 BQ57區(qū)Ⅲ1、3層注采關(guān)系Fig.2 Injection-production relationship of layers III 1 and 3 in BQ57 area

表2 BQ57區(qū)Ⅲ1、3層剩余可采儲(chǔ)量Table 2 Remaining recoverable reserves calculation table of layers III 1 and 3 in BQ57 area

圖3 BQ57區(qū)累產(chǎn)油和剩余可采儲(chǔ)量分布Fig 3 Distribution of cumulative oil production and remaining recoverable reserves in BQ57 area

3.2 數(shù)值模擬研究剩余油分布

分別對(duì)各小層不同沉積微相所對(duì)應(yīng)的剩余油儲(chǔ)量以及其對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)量豐度進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，結(jié)果見表3、4。從表3、4可以得出，水下分流河道的剩余地質(zhì)儲(chǔ)量比例為52.87%，由于其分布面積最大，因此其剩余油所占比例最高，儲(chǔ)量豐度值也最高；前緣席狀砂微相所占剩余油比例為44.98%，其豐度值也較高。后期井網(wǎng)調(diào)整需要結(jié)合單井產(chǎn)能，因此井網(wǎng)調(diào)整的部位應(yīng)優(yōu)先考慮水下分流河道和前緣席狀砂，而分流間灣、水下溢岸砂的剩余油所占比例較低，豐度值也偏低，不利于提高單井產(chǎn)能。

表3 各小層不同微相剩余油及比例Table 3 Remaining oil and proportion of different microfacies in each sublayer

表4 各小層不同微相剩余儲(chǔ)量豐度值Table 4 Remaining reserve abundance of different micro facies in each sublayer (m3/m2)

4 結(jié) 論

（1）對(duì)BQ57區(qū)Ⅲ1、3層縱向上剩余油分布規(guī)律進(jìn)行研究，得出剩余油總量為43.22×104t，其中：Ⅲ11層地質(zhì)儲(chǔ)量為 17.76×104t，剩余油較多，為14.72×104t，但采出程度達(dá)到了17.19%；Ⅲ12層地質(zhì)儲(chǔ)量最小，為5.79×104t，剩余油也較少，為4.86×104t，但采出程度達(dá)到了16.09%；Ⅲ31層剩余油最多，為15.4×104t，采出程度為11.20%；Ⅲ32層剩余油為8.26×104t，采出程度為6.17%。因此，Ⅲ11、Ⅲ31及Ⅲ32層應(yīng)該為今后主要的挖潛層位。

（2）對(duì)BQ57區(qū)Ⅲ1、3層平面上剩余油分布規(guī)律進(jìn)行研究，得出水下分流河道的剩余地質(zhì)儲(chǔ)量比例為52.87%，由于其分布面積最大，因此剩余油所占比例最高，儲(chǔ)量豐度值也最高；前緣席狀砂微相所占剩余油比例為44.98%，豐度值較高。由于后期井網(wǎng)調(diào)整需要結(jié)合單井產(chǎn)能，因此井網(wǎng)調(diào)整的部位應(yīng)優(yōu)先考慮水下分流河道和前緣席狀砂，由于分流間灣、水下溢岸砂的剩余油所占比例較低，豐度值也偏低，不利于提高單井產(chǎn)能。