邵明記，郭建卿，許學健，王厲強，王茂顯，徐登科

油氣田開發(fā)

底水厚油藏剩余油聚集成因及挖潛實踐

邵明記1，郭建卿1，許學健1，王厲強2*，王茂顯1，徐登科3

（1. 中國石油吐哈油田分公司 勘探開發(fā)研究院， 新疆 哈密 839000；2. 中國石油大學勝利學院石油工程系，山東 東營 257061；3. 中油國際哈薩克地區(qū)公司MMG項目， 哈薩克斯坦 阿克套 007729）

針對目前厚油層剩余油研究主要集中在注采條件下的分布規(guī)律，缺乏對底水型厚油層純天然能量開采方式下相應研究成果的現(xiàn)狀，在對比近年物理模擬實驗進展，特別是大型油藏模型水驅物理模擬實驗進展的基礎上，認為目前的實驗方法還難以對底水型厚油層特殊的油藏特性，特別是長時間維度下底水水動力規(guī)律進行可信程度較高的模擬。結合研究工區(qū)構造、物性、流體等地質、開發(fā)影響因素，建立典型地質概念模型。采用油藏數(shù)值模擬技術較為深入的研究了長時間維度下底水水動力變化規(guī)律對剩余油聚成因的影響。結果表明：背斜高點及單斜次高點區(qū)域，與適宜的油層厚度和較大的底水厚度相配合，可進一步促使油水相在重力分異作用下完成油滴向高部位、厚油層中上部區(qū)域聚集。開發(fā)中多井干擾，在采油井底水錐進的同時，會提供油滴上升的動力，進一步促使厚油層中下部油滴向上部聚集。以底水厚油層剩余油聚集理論為依據(jù)，2019年以來剩余油挖潛實踐證明，11口挖潛井初期產(chǎn)油量大于20 t占比72.7%，目前仍有4口井保持高產(chǎn)，效果非常理想。

底水油藏；厚油層；剩余油；聚集成因；挖潛；實施效果

目前厚油層剩余油規(guī)律的研究主要集中在剩余油分布影響因素和富集區(qū)域等[1-3]，如剩余油研究主要涉及厚油層注采條件下的分布規(guī)律[4-6]，對底水型厚油層無注水井開采方式下相應的研究涉及較少[7-9]。此外，對于剩余油富集的控制機理等，雖然有學者試圖從高度相似的物理模型的模擬中探尋規(guī)律性的認識，但受制于難以模擬長時間維度下的滲流規(guī)律，單純的室內(nèi)實驗方法仍然難以推而廣之解釋同類油藏的不同生產(chǎn)現(xiàn)象[10-13]。

熱德拜J13油藏為底水構造型厚油藏，儲集層厚度平均值為35.4 m，平均孔隙度16.9%，平均滲透率206.9×10-3μm2，開發(fā)50年后，按常規(guī)認識，油藏已中高含水期，地質儲量采出程度39.9%，可采儲量采出程度89.1%。雖然具備一定的剩余油挖潛潛力，但潛力有限。然而，2017年挖潛實踐反饋表明，即使油藏邊部區(qū)域都具有旺盛的生產(chǎn)潛力，這迫使我們進一步深入的思考，并提出一種假說，即：常規(guī)認識認為油藏開采后含油飽和度是遞減的，是否研究工區(qū)剩余油富集程度超出了常規(guī)認識，達到了后期局部剩余油飽和度接近初始飽和度的現(xiàn)象，即剩余油聚集的規(guī)模？為此，本文通過數(shù)值模擬技術研究長時間維度下的底水主控剩余油分布規(guī)律，探索支持假說的依據(jù)，深入研究其成因和控制機理，并結合實際挖潛實踐，進一步提供支持論據(jù)。

1 物理模擬的局限

非底水型的厚油層在注采井網(wǎng)開采方式下，物理模擬主要是通過平面驅替實驗研究剩余油的分布規(guī)律，在孔隙結構等微觀結構上很難保證相似性，且難以模擬如5年、50年或更長時間的開發(fā)歷史[14-15]。同理，均質模型下的電模擬流場剩余油方法也與實際規(guī)律相去甚遠[16]。近年，有學者探索通過大型油藏模型水驅物理模擬實驗研究，揭示剩余油分布規(guī)律及控制機理，雖有較大的進步，如，可以模擬高溫高壓條件下的井網(wǎng)驅替過程，并進行剩余油變化時變檢測[10]，但受制于此方法本身的局限，如模型難以做到足夠大的厚度，難以模擬觀察足夠長的油水運動時間。即使在保證最大可能相似性前提下，也很難在時間維度上保持和原型模型的最大相似。且受制于目標油藏特性的差異，研究結論很難推廣到所有的底水油藏，指導意義有限。

2 數(shù)值概念模型的建立

由于物理模擬實驗手段在研究該問題上的局限性，特別是在時間維度模擬上的局限，本文采用油藏數(shù)值模擬技術，通過建立針對目標油藏的典型概念模型，研究剩余油超常規(guī)富集的影響因素和控制機理[17-19]。

2.1 模型設計

結合實際油藏地質模型，為完整體現(xiàn)工區(qū)的油藏特征，選取3種不同油氣水分布及構造形態(tài)的概念地質模型（見圖1），其網(wǎng)格設置為，油層縱向厚度平均為4 m，底水層縱向厚度平均為20 m，由油層底部到底水層底部逐層加厚，平面網(wǎng)格尺寸平均為2 m×2 m。

圖1 不同油氣水分布及構造形態(tài)的概念地質模型

2.2 流體物性模型

相對滲透率曲線、原油高壓物性等流體物性模型與J13工區(qū)一致，見圖2和圖3。

圖2 Ю-13層原油PVT屬性模型

圖3 Ю-13層油水相對滲透率曲線

3 剩余油聚集的控制機理

3.1 油氣水原始分布狀態(tài)及構造幅度

對比不同概念模型初始時刻和開采50年后的含油飽和度分布（見圖4-圖6），可以看出，上油下水-背斜構造的概念模型1，剩余油主要聚集在背斜構造的高點區(qū)域。上氣中油下水-單斜構造的概念模型2，剩余油主要聚集在單斜構造次高點的局部微構造高點區(qū)域。上氣中油下水-背斜構造的概念模型3，剩余油主要聚集在油氣界面的背斜側翼區(qū)域。此外，圖4-圖6紅框處的含油飽和度均接近原始含油飽和度，這是注采井網(wǎng)型厚油層剩余油分布與無注水底水厚油層的主要差異，也是剩余油富集程度遠超常規(guī)認識，達到了后期局部聚集的一個依據(jù)。

圖4 概念模型1開采初期及開采50年后含油飽和度分布圖

圖5 概念模型2開采初期及開采50年后含油飽和度分布圖

圖6 概念模型3開采初期及開采50年后含油飽和度分布圖

3.2 底水厚度

圖7中底水厚度從1到3依次減小，從剩余油聚集后的分布看，在油層厚度和構造等因素有利的條件下，底水層越厚越有利于氣、油、水三相重力分異作用的發(fā)揮。結合實際工區(qū)油藏數(shù)值模擬歷史擬合的結果，也反映出厚油層頂部剩余油聚集的現(xiàn)象（見圖8）。

圖7 底水厚度對剩余油聚集的影響

圖8 J13歷史擬合后厚油層頂部剩余油

3.3 多井干擾

為更真實的模擬多井干擾對剩余油聚集的影響，以實際工區(qū)局部區(qū)域的地質模型為基礎，保持構造和氣、油、水流體原始分布狀態(tài)，物性參數(shù)選取工區(qū)平均值，流體物性模型等與上述概念地質模型模擬一致。

模擬結果表明（見圖9和圖10），開采中除底水為油井提供能量外，底水錐進在局部引發(fā)滲流場運動勢能的改變，推動油層中下部油滴向井間有利構造區(qū)域聚集。

圖9 多井干擾地質概念模型4原始含油飽和度分布

圖10 多井干擾地質概念模型開采50年后含油飽和度分布

4 剩余油挖潛實踐

以底水厚油層剩余油聚集理論為依據(jù)，2019年以來，中油國際哈薩克地區(qū)公司MMG項目先后實施剩余油挖潛11口井（圖11），平均日產(chǎn)油達26.5 t，是油田新井初產(chǎn)的兩倍。其中初期產(chǎn)油量大于10 t井占比90.9%，大于20 t井占比72.7%，。目前仍有4口井保持高產(chǎn)，效果非常理想。

圖11 剩余油挖潛實施井位構造圖

以實施效果較好的5029井為例，該井符合地質概念模型2，剩余油聚集位置在單斜構造次高點的局部微構造高點區(qū)域（圖12-a）。投產(chǎn)初期日產(chǎn)油量42.0 t，目前日產(chǎn)油量為24.3 t，含水率為74.0%，累計產(chǎn)油量9695.9 t。

對實施效果稍差的井進行分析，如5030井，投產(chǎn)初期日產(chǎn)油量12.8 t，目前日產(chǎn)油量為15.5 t，含水率為75.0%，累計產(chǎn)油量3 458.9 t。屬于概念地質模型1和2的疊合類型，剩余油聚集區(qū)域應該在構造高點252井偏西區(qū)域和單斜構造次高點4960井附近（圖12-b）。

圖12 過剩余油挖潛實施井油藏剖面

4 結論和建議

1）大型水驅油藏物理模型，雖然在揭示剩余油分布規(guī)律及控制機理有較大的進步，但模型在油藏特性模擬上的局限性，以及很難在時間維度上保持和原型模型的最大相似性。其研究結論很難推廣到所有的底水油藏，指導意義有限。

2）數(shù)值模擬研究結果表明，背斜高點及單斜次高點區(qū)域，與適宜的油層厚度和較大的底水厚度相配合，可進一步促使油水相在重力分異作用下完成油滴向高部位、厚油層中上部區(qū)域聚集。開發(fā)中多井干擾，在采油井底水錐進的同時，會提供油滴上升的動力，進一步促使厚油層中下部油滴向上部聚集。

3）J13油藏邊部區(qū)域的挖潛實踐表明，邊部區(qū)域剩余油聚集并非偶然現(xiàn)象，也不是地質和開發(fā)因素中的個別因子的小概率組合促成的，在該類油藏中剩余油聚集具備普遍性。

4）本文提出假說針對的油藏類型是非注采底水型厚油藏，其剩余油聚集規(guī)律是在已有厚油層剩余油分布規(guī)律研究基礎上的創(chuàng)新和升華，雖與現(xiàn)場挖潛實踐完美契合，但理論體系還有待進一步完善，如，在物理實驗模型制作上有所突破，將物理模擬和數(shù)值模擬相結合等。

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Formation of Residual Oil Accumulation in Tectonically Thick Bottom Water Reservoirs and Its Potential Exploration Practice

1,1,1,2,1,3

(1. Exploration and Development Research Institute of PetroChina Tuha Oilfield Company, Hami Xinjiang 839000,China; 2. Department of Petroleum Engineering, Shengli college, China University of Petroleum, Dongying Shandong 257061,China;3. MMG Project of CNPC International Kazakh Region Company, Aktau 007729,Kazakhstan)

At present, the research of remaining oil in thick reservoir is mainly focused on the distribution law of injection production condition, and the corresponding research results under pure natural energy production mode of bottom water type thick reservoir are lack. Based on the comparison of recent physical simulation experiment progress, especially the development of water flooding physical modeling experiment of large reservoir model, it is considered that the current experimental methods are still difficult to simulate the special reservoir characteristics of thick bottom water reservoirs, especially the hydrodynamic law of bottom water in long-term dimensions. Combined with the study of geological and development influencing factors such as structure, physical property and fluid, a typical geological conceptual model was established. Reservoir numerical simulation technology was used to study the influence of bottom water hydrodynamic variation on the formation of residual oil accumulation. The results showed that,the anticline high point and monocline sub high point area, combined with the appropriate oil layer thickness and large bottom water thickness, could further promote the oil-water phase to complete the accumulation of oil droplets to the high part and the middle and upper part of thick oil layer under the action of gravity differentiation. Based on the theory of remaining oil accumulation in thick bottom water reservoir, the practice of remaining oil tapping since 2019 has proved that the initial oil production of 11 potential tapping wells was more than 20 t, accounting for 72.7%. At present, 4 wells still maintain high production, and the effect is very ideal.

Bottom water reservoir; Thick reservoir; Remaining oil; Accumulation origin; Tapping potential; Implementation effect

中國石油大學勝利學院引進高層次人才科研啟動基金資助項目（項目編號：KQ2019-005）。

2020-11-09

邵明記（1975-），男，高級工程師，碩士，山東省濱州人，1998年畢業(yè)于中國石油大學（華東）石油工程專業(yè)，研究方向：油氣田開發(fā)技術工作。

王厲強（1974-），男，副教授，博士，研究方向：油氣田開發(fā)。

TE341

A

1004-0935（2020）12-1563-05