蟠龍油田長2油組剩余油分布研究

師清高，王建兵，劉向陽

（延長油田股份有限公司蟠龍采油廠，陜西西安 716002）

蟠龍油田長2油組剩余油分布研究

師清高，王建兵，劉向陽

（延長油田股份有限公司蟠龍采油廠，陜西西安 716002）

針對蟠龍油田長2油組開發(fā)井含水率上升、新鉆開發(fā)井產(chǎn)能不穩(wěn)定的生產(chǎn)難題，利用巖心分析、測井、試油與試采等資料，建立了孔隙度、滲透率、油水相滲透率、剩余油飽和度測井解釋模型；研究了巖性、沉積韻律與剩余油分布關(guān)系；采用動、靜態(tài)測井技術(shù)結(jié)合，飽和度重疊法，數(shù)學(xué)克里金法等技術(shù)，對蟠龍油田長2油組的剩余油進(jìn)行了平面分布規(guī)律研究，指出了長2油組剩余油分布的有利區(qū)帶，對油田開發(fā)井的部署具有一定的指導(dǎo)意義。

蟠龍油田；長2油組；參數(shù)；模型；剩余油；分布規(guī)律

蟠龍油田位于陜北斜坡東部，東連永坪油田，西接安塞油田，南依青化砭油田，北靠子長油田，勘探面積425 km2。蟠龍油田長2油組為湖泊三角洲相，主要發(fā)育三角洲平原亞相沉積［1-2］，是很好的油氣富集區(qū)。長2油組可進(jìn)一步劃分為長21、長22、長23，三個砂組，其中長21和長22砂組為主要含油層。隨著注水開發(fā)的不斷推進(jìn)，長2油組中一些見效井組含水率上升（部分單井含水率達(dá)到80%以上），另一些未見效井組因地層能量補(bǔ)充不足而導(dǎo)致產(chǎn)量下降，另外新鉆開發(fā)井產(chǎn)能極不穩(wěn)定，因此急需對目前剩余油的分布富集區(qū)帶進(jìn)行分析與優(yōu)選，為油田上產(chǎn)提供保障。

1 油藏特征

1.1 儲層巖性與物性

根據(jù)巖心觀察和巖石薄片鑒定分析，蟠龍油田三疊系延長組長2油組巖性主要為淺灰色細(xì)粒長石砂巖、細(xì)-中粒長石砂巖和中粒長石砂巖（占儲集層段厚度的90%以上），其次為不具儲集性能的粉細(xì)砂巖及粉砂巖（占儲集層段厚度的10%以下）。

儲層孔隙以擴(kuò)大的粒間孔為主，原生孔隙和次生孔隙次之?？紫额愋陀腥芪g、殘余、粒間等孔隙。據(jù)巖心分析，孔隙度值變化在0.3%～20.2%，峰值在10%左右，滲透率（0.025～475.020）×10-3μm2，平均值10.6×10-3μm2，屬于中低孔、低滲儲層［3］。

1.2 流體性質(zhì)

蟠龍油田長2油組地面原油性質(zhì)較好，密度平均0.877 g／cm3，粘度平均14.277 mPa·s，凝固點(diǎn)平均11.08℃，含硫平均0.227% ，地層水礦化度平均為34.047 g／L，水型為CaCl2型。

2 基礎(chǔ)參數(shù)解釋圖版

利用“巖心刻度測井”的方法，建立孔隙度、滲透率、流體飽和度等參數(shù)的解釋模型。這些模型的建立一方面是蟠龍油田長2油組儲層油水層定量評價(jià)解釋的基礎(chǔ)，另一方面也是剩余油分布研究的關(guān)鍵參數(shù)。

2.1 孔隙度、滲透率圖版

式中：φ——孔隙度，%，△t——聲波時差，μs／m。

式中：K——滲透率，×10-3μm2。

2.2 粒度中值解釋模型

式中：Md——粒度中值，μm；Vsh——儲層的泥質(zhì)含量，%，

2.3 油、水相對滲透率解釋圖版

式中：Kro——油的相對滲透率；Krw——水的相對滲透率；Swi——束縛水飽和度（小數(shù)）；Sw——含水飽和度（小數(shù)）；Sor——?dú)堄嘤惋柡投龋ㄐ?shù)）。

2.4 束縛水飽和度模型

式中：Swi——束縛水飽和度，%，平均相對誤差為1.05%。

2.5 含油飽和度圖版

式 中 ：a＝1.0 3 1 1；m＝1.7 5 9 3；b＝1.0 0 8；n＝1.855 8；Rw——地層水電阻率，Ω·m，利用自然電位確定。

3 剩余油飽和度分布研究

根據(jù)巖心分析資料統(tǒng)計(jì)表明，長2油組不僅在縱向上各層組物性變化明顯，在橫向上差異也較大，由于油田注水開發(fā)，剩余油的分布呈非均質(zhì)變化［4］。因此，對蟠龍油田目前剩余油的分布規(guī)律，主要利用新鉆探的開發(fā)井單井剩余油飽和度模型，并結(jié)合動態(tài)生產(chǎn)資料建立的剩余油飽和度非均質(zhì)模型，對研究區(qū)塊儲層厚度大、平面上分布廣的長21和長22主力砂組進(jìn)行剩余油分布預(yù)測［5］。

3.1 利用動靜態(tài)測井參數(shù)建立剩余油飽和度模型

則剩余油飽和度為：

式中：Sor——?dú)堄嘤惋柡投?，小?shù)；Sw——含水飽和度，小數(shù)；So——含油飽和度，小數(shù)；根據(jù)壓汞、相滲資料確定研究區(qū)殘余油飽和度為25%；Fw——產(chǎn)水率，%，根據(jù)實(shí)際動態(tài)生產(chǎn)資料確定；μo——油的粘度；μw——水的粘度。

確定了產(chǎn)層油水相對滲透率和含水飽和度以及單層產(chǎn)水率與含油飽和度的關(guān)系式和關(guān)系圖版后，即可根據(jù)油水粘度比和各層產(chǎn)水率計(jì)算各層的剩余油飽和度。

3.2 巖性控制剩余油分布

巖心觀察表明，中粗砂巖巖心表面發(fā)白，敲開巖心新鮮的斷面有明顯的水洗跡象和潮濕感，滴水很快分散滲透，巖心幾乎不含油，剩余油很少；細(xì)砂巖和粉砂巖，巖心斷面呈黃褐色、灰色，含油不均勻，見油斑、油跡顯示，滴水水珠較圓，有微滲現(xiàn)象，巖石含油飽滿，剩余油富集?？傊?，中厚儲層內(nèi)巖性粗的（中粗砂巖），孔隙半徑大的，滲透性好的油層，首先水洗，且水洗程度也較強(qiáng)，剩余油飽和度低，剩余油較少；相反層內(nèi)巖性較細(xì)（細(xì)砂巖，粉砂巖），物性差的油層，水洗較弱，剩余油較多。

3.3 沉積韻律決定剩余油縱向分布模式

中厚儲層內(nèi)水淹程度、剩余油分布受沉積韻律控制：正韻律（儲層下部巖性粗、上部巖性細(xì)）油層注入水沿著儲層的底部巖性較粗、大孔道、高滲透部位突進(jìn)，造成底部首先水淹，剩余油較少，上部巖性較細(xì)的的儲層水洗較輕，是剩余油的主要富集區(qū)［6］。

反韻律（儲層下部巖性細(xì)、上部巖性粗）油層注入水沿著儲層的頂部推進(jìn)，由于重力和毛細(xì)管的作用，注入水波及油層的厚度大，造成油層頂部首先水淹，剩余油較少，下部巖性較細(xì)的的儲層水洗較輕，是剩余油的主要富集區(qū)。復(fù)合韻律油層是多次沉積疊加型互層，特點(diǎn)是層厚，泥質(zhì)夾層多，層間內(nèi)部水淹不均勻，造成剩余油分布也不均勻。

3.4 飽和度重疊法確定剩余油飽分布

油田注水開發(fā)后，儲層內(nèi)流體性質(zhì)和油水關(guān)系發(fā)生了復(fù)雜的變化，主要表現(xiàn)在含油飽和度下降，含水飽和度上升，地層水和注入水混合后的地層水電阻率增大或不變，打破了原始狀態(tài)下儲層的油水分布格局［7］，在測井曲線上顯示更加復(fù)雜化。該方法的理論依據(jù)是在于儲層剩余油飽和度的變化與儲層的電阻率、地層水電阻率變化存在著一定的函數(shù)關(guān)系，利用測井資料計(jì)算儲層的含油飽和度，在開發(fā)調(diào)整井中是儲層目前的剩余油飽和度。利用儲層原始含油飽和度、殘余油飽和度、含水油飽和度三飽和度重疊法描述儲層縱向上剩余油分布，具體有下列三種情況：

第一種情況：剩余油飽和度等于原始含油飽和度，大于殘余油飽和度，說明油層未水淹，求得剩余油飽和度就是原始含油飽和度，即：剩余油飽和度＝原始含油飽和＞殘余油飽和度，油層幾乎沒有水淹，有大量的剩余油可采。

第二種情況：剩余油飽和度小于原始含油飽和度，大于殘余油飽和度說明油層水淹。如果剩余油飽和度與原始含油飽和度差值越大，油層水淹越嚴(yán)重，即：剩余油飽和度＜原始含油飽和度＞殘余油飽和度，油層有一定的剩余油。

第三種情況：剩余油飽和度小于原始含油飽和度，等于或接近殘余油飽和度，說明油層已進(jìn)入強(qiáng)水淹，剩余可采油已很少。

圖1 ×××井測井解釋剩余油飽和度成果

圖1是×××井測井解釋剩余油飽和度成果圖，在圖中7、8號層為中、強(qiáng)淹水淹層，8號層從飽和度重疊來看，主要是不可動的殘余油，目前幾乎沒有剩余油可采（重疊的紅色區(qū)域指示剩余油），原始含油飽和度平均為70%，剩余油飽和度平均為30%，殘余油飽和度平均為25%，和上述的第三種情況相同。7號層的頂部達(dá)到中水淹級別，剩余油飽和度平均為55%，殘余油飽和度平均為23%，有部分剩余油（符合上述的第二種情況），從7、8號投產(chǎn)，日產(chǎn)油0.8 t，水3.5 m3情況來看，油層達(dá)到中、強(qiáng)水淹級別；從飽和度重疊面積來看，該井目前剩余油主要分布在5、6號層，6號層目前剩余油飽和度為68%，殘余油飽和度為24%。符合第一種情況，因此，封堵7、8號層，同時打開5、6兩層，結(jié)果，5、6號層投產(chǎn)后日產(chǎn)油3.5 m3，水1.0 m3，這和測井確定的剩余油分布相一致。

4 剩余油分布研究應(yīng)用

利用剩余油飽和度模型，對開發(fā)井進(jìn)行剩余油飽和度解釋，結(jié)合動態(tài)生產(chǎn)的產(chǎn)水率，確定長21、長22油組的剩余油飽和度，結(jié)合數(shù)學(xué)克里金技術(shù)，對長2油組剩余油進(jìn)行平面預(yù)測，繪制了長21、長22油組的剩余油飽和度平面預(yù)測規(guī)律分布圖。

4.1 長21砂組剩余油平面分布預(yù)測

圖2是長21油組目前的剩余油平面分布圖（圖右側(cè)的長條是剩余油飽和度的色標(biāo)，顏色由藍(lán)色到黃色表示飽和度從低到高）。從圖中可看出，長21油組在構(gòu)造中部偏北方向存在高剩余油分布區(qū)域增多的趨勢［8］，在構(gòu)造中部偏南方向剩余油呈零星分布狀態(tài)。

圖2 長21砂組剩余油平面分布規(guī)律

4.1.1構(gòu)造中部偏北區(qū)域剩余油分布

構(gòu)造中部以北區(qū)域，目前的剩余油大部分呈連片分布，呈現(xiàn)有5個高剩余油分布區(qū)域。

第一個高剩余油分布區(qū)域，分布在構(gòu)造北部的馮92-4井控制的區(qū)域，剩余油飽和度為45%～55%，剩余油分布面積較大。該區(qū)域可作為下一步開發(fā)井部署的主要區(qū)域。

第二個高剩余油分布區(qū)域，分布在研究區(qū)的西北部，剩余油呈連片分布，主要高剩余油分布區(qū)域在蟠2036-7井所控制的區(qū)域內(nèi)，剩余油飽和度為50%～55%，剩余油分布面積相對較小。

第三個高剩余油分布區(qū)域，主要在蟠2035-7、蟠2035-5井控制的一個條帶弧形區(qū)域內(nèi)，剩余油飽和度變化在50%～55%之間，剩余油在該區(qū)域呈不連片分布。

第四個高剩余油分布區(qū)域，主要分布在由蟠2011-1等井控制的一個條帶弧形區(qū)域內(nèi)，剩余油飽和度為50%～60%，剩余油呈連片分布。

第五個高剩余油分布區(qū)域，呈現(xiàn)長條帶區(qū)域分布，分布在由蟠2108-1等井控制的一個條帶弧形的區(qū)域內(nèi)，剩余油飽和度變化在45%～63%之間，剩余油在該區(qū)域呈連片分布。

4.1.2注水試驗(yàn)區(qū)剩余油分布

注水試驗(yàn)區(qū)在構(gòu)造的中部偏南，是采出程度很高的區(qū)域。目前剩余油分布呈孤立、分散和零星狀態(tài)，主要有孤立的三個高剩余油分布區(qū)域。

第一個區(qū)域在蟠2057-5等井控制區(qū)域內(nèi)，呈連片分布，剩余油飽和度變化在50%～60%之間。

第二個區(qū)域在由馮58-4、馮58-2、蟠2125-1井控制的區(qū)域內(nèi)，孤立分布著三個高剩余油分布區(qū)域，剩余油飽和度變化在45%～55%之間。

第三個區(qū)域在蟠2067-3井控制的區(qū)域內(nèi)，呈零散分布，剩余油飽和度變化在40%～50%。

4.1.3目前剩余油分布預(yù)測

以上分析可知，蟠龍油田整個長21小層目前剩余油主要集中在構(gòu)造的中部以北，呈連片分布，而構(gòu)造中部以南剩余油呈孤立、分散和局部的分布狀態(tài)。構(gòu)造中部以北區(qū)域是油田下一步的主要開發(fā)區(qū)。

4.2 長22小層剩余油平面分布預(yù)測

圖3是長22小層目前剩余油平面分布規(guī)律圖。圖中可看出，長22小層剩余油分布呈孤立、分散和零星的分布狀態(tài)，按剩余油飽和度可分為兩個區(qū)域。

4.2.1剩余油飽和度大于50%以上分布區(qū)域

第一個高剩余油分布區(qū)域處在構(gòu)造的北部，主要有馮92-3井控制的大部分區(qū)域，剩余油飽和度變化在51%～56%。

第二個高剩余油分布區(qū)域在構(gòu)造中部偏西北方向，主要在馮94-1井控制的區(qū)域內(nèi)，含油飽和度在50%以上。

第三個高剩余油分布區(qū)域在構(gòu)造的中部稍偏南區(qū)域里，分布在由蟠2057-1、蟠2057-4兩口井所控制的區(qū)域內(nèi)，剩余油飽和度變化在51%～55%。

圖3 長22小層剩余油平面分布規(guī)律

第四個高剩余油分布區(qū)域在構(gòu)造的南邊，分布在由馮58-5井所控制的區(qū)域內(nèi)，剩余油飽和度變化在51%～63%。

4.2.2剩余油飽和度在40%～50%之間的分布區(qū)域

剩余油飽和度變化在40%～50%的飽和度分布區(qū)域主要有三個孤立的區(qū)域，第一個是由蟠2011-4井控制的區(qū)域，第二個是由蟠2108-3井控制的區(qū)域，第三個是由馮59-2井控制的區(qū)域。這些區(qū)域也是是油田下一步部署加密開發(fā)井的區(qū)域。

4.2.3目前剩余油分布

從以上分析可以看出，整個長22小層目前剩余油主要集中在構(gòu)造的南北兩端，剩余油分布呈孤立、分散和零星的狀態(tài)。造成剩余油分布特點(diǎn)的原因，主要是長22小層部分區(qū)域因處在油水邊界，或因邊水上升以及注入水的突進(jìn)而造成。

長22小層目前剩余油很少，潛力也沒有長21小層好，油田下一步部署開發(fā)加密井應(yīng)優(yōu)先考慮剩余油飽和度在50%的區(qū)域鉆井［9］。

5 結(jié)論

（1）長21小層目前剩余油主要集中在構(gòu)造的中部以北，呈連片分布，是長2油層中的主力層，剩余油相對豐富，是油田下一步的主要開發(fā)區(qū)。

（2）長22小層目前剩余油主要集中在構(gòu)造的南北兩端，呈孤立、分散和零星狀態(tài)分布，剩余油潛力較小，油田下一步部署開發(fā)加密井應(yīng)優(yōu)先考慮剩余油飽和度在50%的區(qū)域鉆井。

（3）加強(qiáng)測井新技術(shù)投入力度，制定合理開發(fā)方案，開展剩余油監(jiān)測、油藏平面水淹特征與規(guī)律研究，是已開發(fā)油田尋求穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)的有效手段。

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TE313.1

A

1673-8217（2011）06-0066-05

2011-07-26

師清高，工程師，1964年生，1986年畢業(yè)于重慶石油學(xué)校，2007年畢業(yè)于西安石油學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)方面的研究與管理工作。

彭剛