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(zhì)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(guī)律初認(rèn)識(shí)

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(zhì)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(zhì)儲(chǔ)量大，油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律復(fù)雜，剩余油認(rèn)識(shí)不清。為認(rèn)識(shí)剩余油分布，應(yīng)用油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，以動(dòng)態(tài)資料及動(dòng)態(tài)分析為依據(jù)，緊密結(jié)合油藏工程，找出剩余油主控因素，總結(jié)剩余油富集特征，為后期油藏調(diào)整挖潛奠定基礎(chǔ)，同時(shí)為同類型油藏剩余油研究提供技術(shù)思路。結(jié)合數(shù)值模擬技術(shù)和油藏工程方法，清晰認(rèn)識(shí)胡151剩余油分布特征，確定剩余油富集區(qū)，降低油藏挖潛風(fēng)險(xiǎn)；胡151油藏剩余油主控因素為井網(wǎng)、邊底水、構(gòu)造形態(tài)等。指出胡151油藏剩余油主要富集區(qū)為壓力平衡區(qū)域、構(gòu)造高點(diǎn)及正向微構(gòu)造部位、水下分流河道分岔部位、底水錐進(jìn)區(qū)域、地層物性改變區(qū)域，為后期挖潛指明方向。

剩余油；邊底水；數(shù)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(fā)育，西傾單斜盆地構(gòu)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(xì)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(fā)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(gòu)造油藏。

1 模型建立

在精細(xì)油藏描述的基礎(chǔ)上，建立地質(zhì)模型，在油藏精細(xì)數(shù)值模擬模型的歷史擬合過程中發(fā)現(xiàn)問題并及時(shí)修改，重新認(rèn)識(shí)油藏，修改三維地質(zhì)模型，盡可能真實(shí)地反應(yīng)油藏地質(zhì)實(shí)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(jù)不同沉積相的儲(chǔ)層參數(shù)定量分布規(guī)律，分相利用高斯變換、變差函數(shù)分析等數(shù)學(xué)方法處理，進(jìn)行井間插值的隨機(jī)建模，建立儲(chǔ)層參數(shù)分布模型。

利用軟件采用ECLIPSE三維三相全隱式黑油模擬器進(jìn)行數(shù)值模擬。

根據(jù)模擬區(qū)域平面上的沉積特點(diǎn)，數(shù)模網(wǎng)格方向與主河道方向一致，劃分網(wǎng)格采取2井之間至少2個(gè)網(wǎng)格的基本原則。X方向布137個(gè)網(wǎng)格，網(wǎng)格步長25m，Y方向布84個(gè)網(wǎng)格，網(wǎng)格步長25m。

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

模擬工區(qū)總網(wǎng)格137×297×13=528 957個(gè)，其中有效網(wǎng)格數(shù)220 148個(gè)。

為充分還原油藏地質(zhì)條件，對模型進(jìn)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(jìn)行流動(dòng)單元?jiǎng)澐郑η笳鎸?shí)反應(yīng)油藏滲流特征。

圖1 數(shù)值模擬模型邊底水示意圖

2 歷史擬合

全區(qū)單井?dāng)M合較好的有63口（除水井），擬合精度達(dá)85%，符合工程精度要求。從擬合精度看，儲(chǔ)量擬合、全區(qū)平均地層壓力擬合、單井含水?dāng)M合，其結(jié)果均在誤差允許范圍內(nèi)，表明由此獲得的油藏地質(zhì)參數(shù)準(zhǔn)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(yīng)實(shí)際的開發(fā)特征，對酸化井進(jìn)行了縱向傳導(dǎo)率加大處理。以胡170-175為例，實(shí)際生產(chǎn)中該井2012年4月酸化，酸化后，液量與含水率同時(shí)大幅上升，且無下降趨勢。而模擬計(jì)算隨著液量上升，含水率并未上升，無法反映實(shí)際情況，通過調(diào)整縱向網(wǎng)格傳導(dǎo)率，含水率在酸化時(shí)間點(diǎn)上升，擬合效果較好（圖2）。

圖2 胡170-175井調(diào)整參數(shù)前后日產(chǎn)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(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)分析方法、試井解釋方法和油藏?cái)?shù)值模擬方法等。

應(yīng)用油藏工程方法和數(shù)值模擬方法對胡151油藏剩余油分布特征進(jìn)行分析，為下步剩余油挖潛奠定基礎(chǔ)。

3.1 油藏工程方法評(píng)價(jià)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(jù)儲(chǔ)層性質(zhì)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(chǔ)層滲流特征應(yīng)達(dá)到的理想效果，并未考慮開發(fā)過程中的作業(yè)措施，井間干擾等影響。因此，利用滲飽—水驅(qū)曲線法，結(jié)合反映實(shí)際生產(chǎn)狀況的水驅(qū)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(qū)特征曲線：

式中：Wp為累積產(chǎn)水量，104t；Np為累積產(chǎn)油量，104t；A1、B1為系數(shù)。

油水相對滲透率與含水飽和度關(guān)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(shù)。

根據(jù)式（1）和式（2）可得：

油藏水驅(qū)控制儲(chǔ)量：

其中Soi為水驅(qū)控制區(qū)含油飽和度，%。

油藏剩余油飽和度：

根據(jù)胡151油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)，繪制4個(gè)注水單元的水驅(qū)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(qū)特征曲線

根據(jù)滲飽—水驅(qū)曲線法，對各注水單元求取水驅(qū)控制儲(chǔ)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(píng)價(jià)表

由表1可得各注水單元水驅(qū)控制程度與剩余油飽和度。中部水驅(qū)控制儲(chǔ)量最高，占全油藏水驅(qū)控制儲(chǔ)量的57.8%，而西部注水單元水驅(qū)控制儲(chǔ)量為44.14×104t，剩余油飽和度為49.7%，為4個(gè)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(gè)因素影響：

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

2)邊底水。當(dāng)生產(chǎn)井開始生產(chǎn)后，便會(huì)產(chǎn)生壓降，邊（底）水會(huì)沿著壓降方向指（錐）進(jìn)，造成水井過早水淹，剩余油富集在油井邊部。

3)構(gòu)造形態(tài)。水驅(qū)油藏開發(fā)，尤其是邊底水油藏，油水界面隨著開發(fā)時(shí)間推移而向上抬升，水線范圍會(huì)沿著構(gòu)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(qū)

通過調(diào)研邊水推進(jìn)物模實(shí)驗(yàn)，如果儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，邊水不均勻推進(jìn)，主要沿滲透率較大區(qū)域和壓力梯度最大方向突進(jìn)。

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(chǎn)后即高含水，通過數(shù)值模擬研究邊水沿著壓降方向指進(jìn)至生產(chǎn)井，導(dǎo)致邊部井排整體水淹，二、三排井轉(zhuǎn)注后，形成壓力平衡區(qū)，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(jìn)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(rèn)為該井為底水指進(jìn)，間接證明邊水未推進(jìn)至該排井。

3.3.2 井網(wǎng)不完善區(qū)域

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

3.3.3 構(gòu)造高點(diǎn)及正向微構(gòu)造

隨著油藏進(jìn)入水驅(qū)階段，水線范圍會(huì)沿著構(gòu)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(dǎo)致構(gòu)造高部位剩余油富集。

胡151油藏胡182-53、胡184-54等井位于構(gòu)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(jù)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(jìn)區(qū)域

胡151延9油藏底部水體發(fā)育，在開發(fā)過程中，水體沿井底方向錐進(jìn)。形成水錐主要有以下兩方面原因[4]：一是采液強(qiáng)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(qiáng)度過大，井底附近便會(huì)形成較大壓降，造成底水整體拖進(jìn)、井點(diǎn)處錐進(jìn)的被動(dòng)局面，底水錐進(jìn)后，水錐兩側(cè)形成剩余油富集區(qū)。

3.3.5 地層物性改變區(qū)域

酸化后引起含水上升，常規(guī)酸化處理可清除井筒附近的堵塞，增大油井產(chǎn)量，但由于酸液進(jìn)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(chǎn)動(dòng)態(tài)資料分析，可分為以下幾類：①酸化后，液量大幅上升，同時(shí)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?。ㄈ绾?80-55、胡181-50等）。

依據(jù)酸化后含水上升現(xiàn)象，分析認(rèn)為：產(chǎn)水部位滲透率大幅提高，酸液主要沿高滲水層進(jìn)入地層，水層的導(dǎo)流能力提高，而滲透率較低的油層酸液進(jìn)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(dǎo)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(jié)果顯示胡151區(qū)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(guān)系圖

表2 胡151油藏剩余油挖潛措施表

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1）結(jié)合數(shù)值模擬技術(shù)和油藏工程方法，清晰認(rèn)識(shí)胡151剩余油分布特征，確定剩余油富集區(qū)，降低油藏挖潛風(fēng)險(xiǎn)。

2）研究總結(jié)了胡151油藏剩余油主控因素為井網(wǎng)、邊底水、構(gòu)造形態(tài)及措施。

3）通過數(shù)值模擬技術(shù)，結(jié)合更新井測井資料，指出胡151油藏剩余油主要富集區(qū)為壓力平衡區(qū)域、構(gòu)造高點(diǎn)及正向微構(gòu)造部位、水下分流河道分岔部位、底水錐進(jìn)區(qū)域、地層物性改變區(qū)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(yè)出版社，2004.

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

[3]馮其紅，李尚，韓曉冬，等.稠油油藏邊水推進(jìn)規(guī)律物理模擬實(shí)驗(yàn)[J].油氣地質(zhì)與采收率，2014，21（5）：81-83.

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[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(xué)報(bào)，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(fā)”（編號(hào)：2011zx05044）。

張博（1982-），男，現(xiàn)主要從事油田開發(fā)及地質(zhì)研究工作。