吳起侏羅系油田剩余油分布規律及挖潛方向研究

陳 晨，宋煥琪，吉子翔，黃少偉，楊 寧，彭 博

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

吳起地區侏羅系油藏位于陜北斜坡中西部，多組鼻隆構造的較高部位。整體構造形態上表現為東高西低，北高南低的構造特征。主力生產層位延92、延101層。延9層主要為層狀油藏，延10主要分布邊底水油藏。吳起侏羅系油田主要為陸相河流沉積環境，為構造-巖性油藏，原始驅動類型為彈性弱水壓驅動，滲透率、飽和壓力、原始氣油比低，自然能量有限，采取三角形井網滾動注水開發。

受儲層物性、開發方式等因素的影響，平面邊水不均勻推進，底水錐進，油藏整體水淹規律復雜，開展中含水期剩余油分布研究,對于認識該油田油水分布規律,提高油田注水開發效果，具有重要的理論及現實意義。

1 模型建立

1.1 三維地質模型

對吳起油田X286油藏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[2]。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。X方向布327個網格，網格步長10 m，Y方向布343個網格，網格步長10 m。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92層。模擬工區總網格327×343×92=1 031.88萬個，粗化后，網格步長平面25 m×25 m，縱向2 m～5 m，有效網格118萬個（見圖1）。

1.2 歷史擬合

本文采用數值模擬方法對所建立的模型進行了擬合驗證。

區塊儲量擬合相對誤差1.5%。生產歷史擬合采用油井定液量生產。從模擬結果（見圖2）可以看出預測結果與實際生產有一定偏差，但處于合理的偏差范圍。模擬期末全區綜合含水絕對誤差<5%，日產油、累計產油相對誤差分別為2.9%、1.4%。在整體擬合完成的情況下，對局部進行調整，單井擬合率達到86%；擬合期末含水絕對誤差<5%。數值模擬表明建立的地質模型與實際地質情況吻合度較高。后期對模型參數做適當調整后可用于下一步油田調整及注采政策優化。

2 剩余油分布規律研究

2.1 數值模擬法

X286數值模擬模型主力層延101劃分為5層，分別為11層、12層、13層、14層、15層，其中12層、13層為主力層，砂體連續，11層、14層、15層砂體連續較差，各層開發初期及目前剩余油分布變化圖（見圖3～圖 6）。

平面上：12號、13號層位于X286延101頂部，平面剩余油主要受井網控制影響，井網為控制區域及砂體邊部形成了相對豐富的剩余油分布區（見表1）。

圖1 研究區屬性模型圖

圖2 研究區歷史擬合結果圖

圖3 12層剩余油飽和度分布圖

圖4 13層剩余油飽和度分布圖

圖5 14層剩余油飽和度分布圖

圖6 15層剩余油飽和度分布圖

14號、15號層位于X286延101底部，砂體連續較差，平面剩余油主要受儲層物性、井網控制影響。

表1 X286延10各小層儲量動用程度

縱向上：油藏數值模擬結果表明，東南區、西南區與底水連通整體采出程度低，剩余油主要受底水錐進影響，剩余油主要分布在水錐兩側，北部剩余油基本呈連續片狀分布，剩余儲量主要受注入水水驅狀況、儲層物性和有效厚度的影響。

2.2 油藏工程法

根據X286油田動態生產資料，可獲得甲型水驅曲線的截距A和斜率B值（見圖7）。

甲型水驅曲線的數學表達式為：

式中：WP－累積產水，104t；NP－累積產油，104t。

圖7 X286甲型水驅特征曲線

表2 X286單井剩余儲量表

當油田含水率達到經濟極限含水率時，由式可獲得油藏的可采儲量，例如當經濟極限含水率取為98%時，油藏的可采儲量為：

求得X286油藏的可采儲量NR=27.8×104t，目前已采出7.93×104t原油，剩余可采儲量為19.87×104t。

利用井點面積權衡法[3]，即三角形中垂線的連線劈分X286區單井控制面積。并對區塊孔隙度、含油飽和度、有效厚度進行加權平均，以水驅控制儲量為儲量依據，利用容積法計算單井控制儲量。

通過油藏工程法可知：W317-31等五口井單井剩余地質儲量最多，最具挖潛潛力（見表2）。主要分布在油藏東南邊，底水發育區域。

對比油藏工程與數值模擬計算剩余油分布，由于油藏工程計算剩余儲量對水井默認儲量為0，水井位置有部分差異，油井位置與數值模擬趨勢一致，數值模擬方法更能全面預測剩余油分布。

2.3 剩余油影響因素研究

通過對X286延10油藏，儲層與底水層間的夾層分布研究。可將油井分為三種類型，存在厚夾層，滲透性夾層和無夾層，厚夾層油井補充能量后生產穩定，滲透性夾層利于穩產但有含水上升風險，無夾層井為剩余油富集區。

3 剩余油挖潛方向研究

3.1 提高單砂體控制和動用程度

針對X286區北部及厚夾層儲層應提高單砂體動用：主要通過一是補孔、壓裂完善注采對應關系，提高單砂體控制程度；二是通過調剖提高單砂體動用程度。

目前對X286侏羅系油井單砂體補孔2口，Q62-100 和 Q64-112，累增油 602 t。

通過調剖提高單砂體動用程度，針對儲層非均質下注入水突進導致的含水上升，下步措施：W313-30微球調驅，W315-34補孔調剖，提高水驅波及效率。

4 結論

（1）采用相控模式進行地質建模，數模單井初始擬合率86%，結合生產動態認識，總結出吳起侏羅系油田剩余油分布特征如下。

平面上：X286延101層，上部砂體連續性較好，剩余油主要受井網控制影響；下步砂體連續性較差，剩余油主要受儲層物性影響。

縱向上：X286延101層，東南部及西南部與底水連通或者存在可滲透性隔夾層，剩余油主要受底水錐進影響，北部區域隔層遮擋效果較好，剩余油主要受注入水水驅狀況及儲層物性影響。

（2）通過甲型水驅曲線計算水驅可采儲量為27.8×104t，剩余可采儲量為19.87×104t，可采儲量采出程度為28.5%。通過油藏工程計算，得到W317-31等五口井單井剩余地質儲量最多，最具挖潛潛力。

（3）通過垂向和平面剩余油分布控制因素分析，對油藏北部通過改善水驅，補孔完善注采對應，小型壓裂措施挖潛剩余油，針對油藏西南部及東南部不斷優化技術政策、減緩底水錐進速度。

參考文獻：

[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]徐春華，范小秦，池建萍.面積權衡劈分方法計算單井地質儲量[M].北京：石油工業出版社，2004.