復雜油藏高含水期流動單元研究及剩余油預測

李松澤，胡望水

(油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室 長江大學，湖北 武漢 430100)

?

復雜油藏高含水期流動單元研究及剩余油預測

李松澤，胡望水

(油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室 長江大學，湖北 武漢 430100)

為了更準確預測復雜油藏特高含水期剩余油分布規律，以扶余油田X25-20區塊為例，分析FZI法的不足，優選主控滲流參數協同約束，運用灰色理論劃分方法，將流動單元劃分成4類。結合生產數據，分析認為I類流動單元采出程度高，但原始含油基數大，仍是下一步開發的重點；Ⅱ、Ⅲ類流動單元分布范圍大，含油飽和度降幅低，局部富集，是剩余油主要挖潛區；而IV類流動單元儲存和流動特性差，不具備深度開發潛質。因此，開發中應注意封、采結合，合理開發優勢流動單元，重點完善中間類型流動單元注采結構，同時兼顧劣勢流動單元開發。

復雜油氣藏；高含水期；流動單元；剩余油；扶余油田；X25-20區塊

引 言

流動單元是20世紀80年代中期提出的一項新的儲層表征技術[1-2]，C.L.Hearn將其定義為影響流體流動的巖性和巖石物理性質在內部相似的、垂向上和橫向上連續的儲集帶。基于流動單元的儲層研究，可精確表征儲層非均質性，有助于正確掌握地下油氣水運移規律，準確預測剩余油富集區及確定剩余油分布規律[3-5]。

1 區域地質特征

X25-20區塊位于松遼盆地南部中央凹陷區東緣，是一個被斷層復雜化的多高點穹隆背斜。該區塊主要開發層系為泉頭組四段的扶余油層，油藏埋深淺，儲層多而薄，平均孔隙度為23%，平均滲透率為156×10-3μm2，滲透率極差為909.1～10 251.1，物性差異大，儲層非均質性強。經過幾十年注水開發，綜合含水高達95.1%，已進入特高含水后期開采階段，采出程度為31.46%。由于對儲層復雜性認識有限，導致油藏在開發過程中層間動用不均衡、注采井網不完善、產能自然遞減快，開發形勢嚴峻。

2 流動單元劃分及參數優選

根據本區取心井J21資料，統計繪制FZI分類圖版。分析表明本區流動單元可劃分成4類，即I類(優勢)、Ⅱ類(較好)、Ⅲ類(一般)和Ⅳ類(劣勢)流動單元。將這4類流動單元的儲層質量指標與標準化孔隙度進行驗證判別，發現各類流動單元之間差異模糊，界線不分明(圖1)。由于流動單元是具有相同滲流特征的儲集體，為了提高流動單元判別的準確性，考慮優選油田動態開發中最能反應儲層滲流特征的主控滲流參數與FZI聚類分析，利用灰色理論劃分方法進行流動單元識別[6-7]。通過對比一系列地質參數，選取了與吸水強度相關性最高的5個參數，即孔隙度、滲透率、地層系數、泥質含量、流動帶指數作為流動單元判別時的主控滲流參數。應用聚類分析法將流動單元分為4類，各主控參數與有效孔隙度交會表明(圖2)，各類流動單元之間界限清晰，差異明顯，識別效果好，因此采用該方法進行流動單元劃分合理可行。

圖1 儲層質量指標與標準孔隙度交會圖

圖2 X25-20區塊取心井流動單元劃分結果驗證

3 流動單元特征

由流動單元分類標準分析(表1)可知，Ⅰ類流動單元以高孔、高滲為主，該類儲層的開發效果最好，見效快且采出程度高，具有極佳的儲集能力和滲流能力，但在注水開發中后期容易出現水竄現象，影響附近儲層的開采。Ⅱ類流動單元在研究區較為常見，具有較強的滲流能力，在注水開發過程中，油水流動能力較好。Ⅲ類流動單元最為常見，以中孔、低滲為主，該類儲層具有一定的儲集能力和滲流能力，開發效果一般。Ⅳ類流動單元以中低孔、特低滲為主要特征，儲集能力和滲流能力均較差，油水在其中緩慢運動，注水開發效果差，見效慢。

表1 扶余油田X25-20區塊流動單元分類標準

4 剩余油分布規律

4.1 流動單元與剩余油分布的關系

將流動單元研究成果應用于剩余油預測，可為改善油田開發效果，提高油氣采收率提供可靠的地質依據[8-10]。通過統計可知，IV類流動單元剩余油分布含量基本小于30%，Ⅲ類流動單元剩余油含量小于50%，其中小于30%所占比例較大，Ⅱ類流動單元剩余油含量小于60%，其中30%～60%所占比例較大，Ⅰ類流動單元剩余油含量大于40%。總體可看出，流動單元類型越好，剩余油飽和度越高。

4.2 不同開發階段剩余油變化規律

通過井史分析，將開發過程分為1995至2012年和2012年至今2個開發階段。由主力層位單層單砂體流動單元平面展布與2個階段剩余油的平面展布(圖3)分析可知，從開發初始至今，由于儲層物性好，Ⅰ類流動單元原油易于采出，其剩余油的減少程度要遠高于Ⅱ、Ⅲ類流動單元。部分Ⅲ類流動單元受水驅影響，剩余油被驅替到滲流屏障附近，流體運移減緩或停滯而使剩余油聚集，剩余油飽和度及分布范圍在局部都有所增加。Ⅳ類流動單元由于孔滲及連通性較差，剩余油含量在這2個階段都較低。因此，Ⅱ、Ⅲ類流動單元是現階段剩余油的主要富集區。

圖3 單層單砂體剩余油飽和度平面展布

4.3 流動單元類型與動態數據的匹配

通過對剩余油飽和度—含水率交會分析可知(圖4)，隨著油田注水開發強化不斷深入，Ⅰ類流動單元剩余油飽和度在1995年主要分布在30%～73%，2012年主要分布在25%～62%，說明Ⅰ類流動單元剩余油飽和度有所降低，但相對其他流動單元依然較高；含水率在1995年度主要分布在10%～78%，2012年主要分布在12%～97%，含水率上升幅度較大。Ⅱ、Ⅲ類流動單元剩余油飽和度在從1995年的25%～65%降至2012年的10%～62%，含水率從10%～75%增至20%～85%。Ⅲ類流動單元剩余油飽和度在1995年主要分布為18%～53%，截至2012年以后降低4%～10%，含水率在1995年為20%～75%，至2012年降低了10%左右；這2類流動單元中剩余油飽和度與含水率的變化幅度均較小，反應油層動用程度都較低，儲層仍有大量剩余油存留，是下一步挖潛的主體目標。Ⅳ類流動單元由于儲層物性較差，非均質性較強，剩余油飽和度低，含水率高，不能作為下一步開發的重點。

5 剩余油挖潛方案及實施效果

研究表明，本區儲層在平面和垂向上的滲流特征的差異性及非均質性較強，剩余油富集類型多。針對目前滲流屏障特征及不同流動單元的動用程度，提出如下開發調整挖潛建議。

(1) 優勢流動單元封、采結合，合理開發。Ⅰ、Ⅱ類流動單元儲層物性好，層內原油采出量高，雖然含油飽和度下降快，但原始含油飽和度基數大，仍是下一步剩余油挖潛的主攻方向之一。而由于層內滲流性好，含水率也高達95%以上，又因長期遭受注入水沖洗，層內流體運移速度快，易形成水竄，影響周邊儲層的開發。針對該類儲層，應采取封、采相結合，在流動單元局部剩余油富集區調整注采結構，形成有效開發井組，同時減少層內無效注水，合理開發優勢流動單元。

(2) 重點完善中間類型流動單元注采結構，兼顧劣勢流動單元開發。Ⅱ、Ⅲ類流動單元是剩余油主要富集區域，在研究區內分布范圍較大，剩余油飽和度相對較高，是主要挖潛區。應進一步完善注采井網，確保井網覆蓋有利挖潛區，無采出井點的剩余油富集區可選擇油井補孔、老井換底、側鉆等措施；有采出井點的剩余油富集區可選擇油井壓裂，或對注水井進行方案調整，合理增加剩余油富集層位的注水量。對于層內的剩余油富集段及大厚度層位，可考慮水平井方式開采。

圖4 扶余油層剩余油飽和度—含水率交會分析

(3) 油藏內劣勢流動單元滲流能力差，剩余油量低，產液量低，如單獨開發成本高、收益小，為提高收益率，不應單獨開發，建議在開發有利流動單元時調整配置，兼顧開發。

調整油井36口，調整注水井126口，與方案調整前相比，區塊日產油量平均增加83 t/d，自然遞減率由25.79%下降到18.66%，綜合遞減率由19.51%下降到6.30%。吸水厚度比例由47.0%提高到57.2%，水驅控制儲量和水驅動用儲量增加，水驅控制程度增加7.2個百分點，水驅動用程度增加6.4個百分點，采收率由25.4%提高到28.9%，可采儲量增加72.4×104t。

6 結 論

(1) 在針對非均質性嚴重的復雜性油氣藏進行研究時，結合生產資料，優選主控滲流參數，應用灰色理論劃分方法能更加精確地劃分、界定各類流動單元。

(2) 各類流動單元嚴格控制著剩余油的分布，同時隨著注水開發的進行，不同類型的流動單元內有效儲層的產能會有規律的變化。

(3) 針對不同類型流動單元內剩余油的分布特征，調整開發策略，能有效提高油氣采收率，對開發其他非均質性嚴重的復雜油藏具有一定指導意義。

[1] Hearn C J，Ebanks W J，Tye R S，et al.Geological factors influencingreservoir performance of the Hartzog Draw Field，Wyoming[J].J Petrol Tech，1984，32(8)：1335-1344.

[2] Ebanks W J Jr.Flow unit concept-integrated approach to reservoir description for engineering projects[J]. AAPG Bulletin，1987，71(5)：551-552.

[3] 熊琦華，王志章，等.現代油藏地質學：理論與技術篇[M].北京：科學出版社，2010：44-62，128-162.

[4] 陳歡慶，胡永樂，閆林，等. 儲層流動單元研究進展[J].地球學報，2010，31(6)：875-884.

[5] 宋廣壽，等. 儲層流動單元劃分及其對產能動態的影響——以鄂爾多斯盆地元54區長1油層組為例[J].西北大學學報：自然科學版，2010，40(2)：299-303.

[6] 彭仕宓，尹志軍，等. 陸相儲集層流動單元定量研究新方法[J].石油勘探與開發，2001，28(5)：68-70.

[7] 閆百泉，馬世忠，王龍，等. 單砂體內部流動單元評價[J].大慶石油學院學報，2007，31(6)：11-13，21，122.

[8] Davies D K，Vessell R K，Bernal G M C. Flow unit modeling in complex reservoirs[C].AAPG Annual Convention. V5， San Diego， CA， USA：Gulf Coast Association of Geological Societies 1996：336.

[9] 尹太舉，張昌民，張尚峰，等. 基于流動單元的儲層評價及剩余油預測[J]. 中國科學(D輯)：地球科學，2008，38(S2)：110-116.

[10] 張富美，方朝剛，彭功名，等.靖安油田大路溝二區流動單元劃分及合理性驗證[J].油氣地質與采收率，2013，20(1)：44-47.

編輯 劉 巍

20141026；改回日期：20150206

國家自然基金“松遼盆地南部頁巖油差異富集主控因素及機理”(41340030)

李松澤(1983-)，男，2006年畢業于長江大學地質學專業，現為該校礦產普查與勘探專業在讀博士研究生，主要從事開發地質方向的研究。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.03.031

TE33

A

1006-6535(2015)03-0121-04