胡尖山油田侏羅系油藏剩余油分布規律初認識

張博，王睿恒，陳章順，王勇，李紅雷，吳育鵬，李海菲，黃瑋

中國石油長慶油田分公司第六采油廠地質研究所（陜西西安710200）

■研究與探討

胡尖山油田侏羅系油藏剩余油分布規律初認識

張博，王睿恒，陳章順，王勇，李紅雷，吳育鵬，李海菲，黃瑋

中國石油長慶油田分公司第六采油廠地質研究所（陜西西安710200）

胡151延9油藏目前處于高含水期，采出程度低，剩余地質儲量大，油水運動規律復雜，剩余油認識不清。為認識剩余油分布，應用油藏數值模擬技術，以動態資料及動態分析為依據，緊密結合油藏工程，找出剩余油主控因素，總結剩余油富集特征，為后期油藏調整挖潛奠定基礎，同時為同類型油藏剩余油研究提供技術思路。結合數值模擬技術和油藏工程方法，清晰認識胡151剩余油分布特征，確定剩余油富集區，降低油藏挖潛風險；胡151油藏剩余油主控因素為井網、邊底水、構造形態等。指出胡151油藏剩余油主要富集區為壓力平衡區域、構造高點及正向微構造部位、水下分流河道分岔部位、底水錐進區域、地層物性改變區域，為后期挖潛指明方向。

剩余油；邊底水；數值模擬；油藏工程

胡151油藏目前主力開采層系為侏羅系延9層，整體鼻隆發育，西傾單斜盆地構造。延9油層組的沉積相特征主要為辮狀河三角洲平原亞相，主要可細分為分流河道、天然堤、決口扇、分流間洼地以及河漫沼澤，其中延92+3河道發育，河道彼此連接，砂體展布面積大。

胡151延9油藏埋深1 600～1 700m之間，油藏平均厚度5.4m，平均孔隙度16.1%，平均滲透率12.1×10-3μm2，原始地層壓力11.0MPa，飽和壓力0.96MPa，屬巖性-構造油藏。

1 模型建立

在精細油藏描述的基礎上，建立地質模型，在油藏精細數值模擬模型的歷史擬合過程中發現問題并及時修改，重新認識油藏，修改三維地質模型，盡可能真實地反應油藏地質實際[1]。

利用沉積微相和巖相成果，建立沉積微相模型和巖相模型，然后根據不同沉積相的儲層參數定量分布規律，分相利用高斯變換、變差函數分析等數學方法處理，進行井間插值的隨機建模，建立儲層參數分布模型。

利用軟件采用ECLIPSE三維三相全隱式黑油模擬器進行數值模擬。

根據模擬區域平面上的沉積特點，數模網格方向與主河道方向一致，劃分網格采取2井之間至少2個網格的基本原則。X方向布137個網格，網格步長25m，Y方向布84個網格，網格步長25m。

縱向上，為確切反應垂向上的非均值性，根據沉積旋回及夾層分布特點，縱向上將該油層劃分為13層，其值等于儲層沉積厚度。

模擬工區總網格137×297×13=528 957個，其中有效網格數220 148個。

為充分還原油藏地質條件，對模型進行了特殊處理：①在油藏底部及邊部裝入水體[2]（圖1）；②利用2條相滲模型對進行流動單元劃分，力求真實反應油藏滲流特征。

圖1 數值模擬模型邊底水示意圖

2 歷史擬合

全區單井擬合較好的有63口（除水井），擬合精度達85%，符合工程精度要求。從擬合精度看，儲量擬合、全區平均地層壓力擬合、單井含水擬合，其結果均在誤差允許范圍內，表明由此獲得的油藏地質參數準確可靠。

歷史擬合過程中，模型存在對酸化見水井及套破井含水上升擬合不上的問題，為了更好地反應實際的開發特征，對酸化井進行了縱向傳導率加大處理。以胡170-175為例，實際生產中該井2012年4月酸化，酸化后，液量與含水率同時大幅上升，且無下降趨勢。而模擬計算隨著液量上升，含水率并未上升，無法反映實際情況，通過調整縱向網格傳導率，含水率在酸化時間點上升，擬合效果較好（圖2）。

圖2 胡170-175井調整參數前后日產油量擬合情況

3 剩余油分布特征

油田解釋剩余油飽和度方法包括測井解釋方法、油藏工程方法、室內巖心實驗分析方法、試井解釋方法和油藏數值模擬方法等。

應用油藏工程方法和數值模擬方法對胡151油藏剩余油分布特征進行分析，為下步剩余油挖潛奠定基礎。

3.1 油藏工程方法評價剩余油飽和度

油水相對滲透率曲線是油水兩相滲流特征的綜合反映，根據儲層性質及油井含水率可直接求得目前含油飽和度，但油水相對滲透率只是反映了儲層滲流特征應達到的理想效果，并未考慮開發過程中的作業措施，井間干擾等影響。因此，利用滲飽—水驅曲線法，結合反映實際生產狀況的水驅特征曲線，可以更可靠地反映地下流體分布特征[3-4]。

其方法原理見式（1）。

甲型水驅特征曲線：

式中：Wp為累積產水量，104t；Np為累積產油量，104t；A1、B1為系數。

油水相對滲透率與含水飽和度關系曲線：

式中：kro為油相相對滲透率，10-3μm2；krw為水相相對滲透率，10-3μm2；Sw為含水飽和度，%；A2、B2為系數。

根據式（1）和式（2）可得：

油藏水驅控制儲量：

其中Soi為水驅控制區含油飽和度，%。

油藏剩余油飽和度：

根據胡151油田生產數據，繪制4個注水單元的水驅特征曲線和油水相對滲透率與含水飽和度曲線（圖3）。

圖3 胡151油藏各注水單元水驅特征曲線

根據滲飽—水驅曲線法，對各注水單元求取水驅控制儲量及剩余油飽和度，見表1.

表1 胡151油藏各注水單元剩余油潛力評價表

由表1可得各注水單元水驅控制程度與剩余油飽和度。中部水驅控制儲量最高，占全油藏水驅控制儲量的57.8%，而西部注水單元水驅控制儲量為44.14×104t，剩余油飽和度為49.7%，為4個注水單元中剩余油飽和度最高，因此西部注水單元挖潛潛力巨大。

3.2 剩余油主控因素分析

胡151油藏剩余油主要受以下幾個因素影響：

1)井網形式。由于壓降主要存在于生產井井筒周圍，生產井之間的區域動用程度較低，從而形成剩余油富集區。

2)邊底水。當生產井開始生產后，便會產生壓降，邊（底）水會沿著壓降方向指（錐）進，造成水井過早水淹，剩余油富集在油井邊部。

3)構造形態。水驅油藏開發，尤其是邊底水油藏，油水界面隨著開發時間推移而向上抬升，水線范圍會沿著構造線逐步縮小。

3.3 剩余油分布特征

3.3.1 井間壓力平衡區

通過調研邊水推進物模實驗，如果儲層非均質性較強，邊水不均勻推進，主要沿滲透率較大區域和壓力梯度最大方向突進。

胡151油藏邊部受邊水影響，胡178-58、胡178-53、胡178-48整排井投產后即高含水，通過數值模擬研究邊水沿著壓降方向指進至生產井，導致邊部井排整體水淹，二、三排井轉注后，形成壓力平衡區，剩余油在井排間富集。

從剩余油飽和度上可看出邊水目前推進至第二排井間。更新井新胡181-54測井電性曲線顯示油層下部電阻率變低，油層水淹，若為邊水水淹，則射孔段首先水淹，而該井為下部水淹，分析認為該井為底水指進，間接證明邊水未推進至該排井。

3.3.2 井網不完善區域

胡151油藏中部井胡183-52、新胡183-52、胡184-53為加密井，井網不完善且底水較薄，無能量補充，剩余油在井間富集。

3.3.3 構造高點及正向微構造

隨著油藏進入水驅階段，水線范圍會沿著構造線逐步縮小，油層下部含水飽和度高，上部含水飽和度低，導致構造高部位剩余油富集。

胡151油藏胡182-53、胡184-54等井位于構造高部位，剩余油逐漸向上聚集。

胡182-53于2013年6月套破，2014年在其附近打更新井新胡182-53，依據新胡182-53井測井曲線電性資料，可以看出胡182-53井附近剩余油較為富集。

3.3.4 底水錐進區域

胡151延9油藏底部水體發育，在開發過程中，水體沿井底方向錐進。形成水錐主要有以下兩方面原因[4]：一是采液強度過大，底水上升；二是酸化后，地層滲透條件改善，底水上升。

采液強度過大，井底附近便會形成較大壓降，造成底水整體拖進、井點處錐進的被動局面，底水錐進后，水錐兩側形成剩余油富集區。

3.3.5 地層物性改變區域

酸化后引起含水上升，常規酸化處理可清除井筒附近的堵塞，增大油井產量，但由于酸液進入出水孔隙，油層潤濕性改變等多種因素影響，造成酸化效果不理想。

通過對胡151油藏酸化井生產動態資料分析，可分為以下幾類：①酸化后，液量大幅上升，同時含水隨液量一起上升，且無下降趨勢（如胡170-1、胡184-48等）；②酸化后，液量上升，含水小范圍上升，后期上升速度加快；③酸化后，液量無變化，即酸化失敗（如胡180-55、胡181-50等）。

依據酸化后含水上升現象，分析認為：產水部位滲透率大幅提高，酸液主要沿高滲水層進入地層，水層的導流能力提高，而滲透率較低的油層酸液進入較少，滲透率增加較少。

酸化后液量過大，酸化后井附近滲透能力變好，液量大幅增加，未采取控液措施，導致井底附近壓降增大，底水迅速上升。

綜上所述，這類井井筒附近仍有剩余油富集。

3.3.6 水下分流河道分岔部位

模擬結果顯示胡151區水下分流河道分岔部位有剩余油分布[5]（圖4）。

4 挖潛措施

胡151油藏剩余油挖潛措施見表2。

圖4 水下分流河道分岔部位剩余油分布與沉積相關系圖

表2 胡151油藏剩余油挖潛措施表

5 結論與認識

1）結合數值模擬技術和油藏工程方法，清晰認識胡151剩余油分布特征，確定剩余油富集區，降低油藏挖潛風險。

2）研究總結了胡151油藏剩余油主控因素為井網、邊底水、構造形態及措施。

3）通過數值模擬技術，結合更新井測井資料，指出胡151油藏剩余油主要富集區為壓力平衡區域、構造高點及正向微構造部位、水下分流河道分岔部位、底水錐進區域、地層物性改變區域，為后期挖潛指明方向。

[1]郭平.剩余油分布研究方法[M].北京：石油工業出版社，2004.

[2]石廣志，馮國慶，張烈輝.某邊水油藏開發數值模擬研究[J].天然氣勘探與開發，2006，29（2）：21-24.

[3]馮其紅，李尚，韓曉冬，等.稠油油藏邊水推進規律物理模擬實驗[J].油氣地質與采收率，2014，21（5）：81-83.

[4]蔣曉蓉，譚光天，張其敏.底水錐進油藏油水同采技術研究[J].特種油氣藏，2005，12（6）：55-57.

[5]林承焰，余成林，董其梅，等.老油田剩余油分布—水下分流河道岔道口剩余油富集[J].石油學報，2011，32（5）：829-835.

Yan 9 layer of Hu 151 reservoir is in the high water cut stage at present,the recovery degree is low,the remaining geological reserves is big,the oil/water movement rule is complex,and the remaining oil distribution is not clear.In order to understand the remain?ing oil distribution,the main control factors of remaining oil are found out and the characteristics of the remaining oil enrichment are summarized based on dynamic data and dynamic analysis using numerical reservoir simulation technology and the reservoir engineering, to provide a foundation for tapping reservoir potential and the technical ideas for the research of remaining oil in the same type of reser?voir.The remaining oil distribution characteristics of Hu 151 are clearly understood,and the remaining oil enrichment areas are deter?mined using numerical simulation technology and reservoir engineering method to reduce the risk of tapping the reservoir potential.The main controlling factors of the remaining oil in Hu 151 reservoir are well pattern,edge and bottom water and structure.It is pointed that the remaining oil enrichment regions of Hu 151 reservoir are in pressure balanced areas,structural high parts,positive micro structural parts,the bifurcation part of underwater channel,bottom water coning region and the change areas of formation physical property,which provides a direction for tapping remaining oil later.

residual oil;edge and bottom water;numerical simulation;reservoir engineering

王梅

2015-12-14

國家示范工程“鄂爾多斯盆地大型低滲透巖性地層油氣藏開發”（編號：2011zx05044）。

張博（1982-），男，現主要從事油田開發及地質研究工作。