吳起侏羅系油田剩余油分布規(guī)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(qū)侏羅系油藏位于陜北斜坡中西部，多組鼻隆構(gòu)造的較高部位。整體構(gòu)造形態(tài)上表現(xiàn)為東高西低，北高南低的構(gòu)造特征。主力生產(chǎn)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(huán)境，為構(gòu)造-巖性油藏，原始驅(qū)動類型為彈性弱水壓驅(qū)動，滲透率、飽和壓力、原始?xì)庥捅鹊停匀荒芰坑邢?，采取三角形井網(wǎng)滾動注水開發(fā)。

受儲層物性、開發(fā)方式等因素的影響，平面邊水不均勻推進(jìn)，底水錐進(jìn)，油藏整體水淹規(guī)律復(fù)雜，開展中含水期剩余油分布研究,對于認(rèn)識該油田油水分布規(guī)律,提高油田注水開發(fā)效果，具有重要的理論及現(xiàn)實(shí)意義。

1 模型建立

1.1 三維地質(zhì)模型

對吳起油田X286油藏在精細(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)問題并修改，重新認(rèn)識油藏，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，建立儲層參數(shù)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(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。X方向布327個網(wǎng)格，網(wǎng)格步長10 m，Y方向布343個網(wǎng)格，網(wǎng)格步長10 m?？v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92層。模擬工區(qū)總網(wǎng)格327×343×92=1 031.88萬個，粗化后，網(wǎng)格步長平面25 m×25 m，縱向2 m～5 m，有效網(wǎng)格118萬個（見圖1）。

1.2 歷史擬合

本文采用數(shù)值模擬方法對所建立的模型進(jìn)行了擬合驗(yàn)證。

區(qū)塊儲量擬合相對誤差1.5%。生產(chǎn)歷史擬合采用油井定液量生產(chǎn)。從模擬結(jié)果（見圖2）可以看出預(yù)測結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)有一定偏差，但處于合理的偏差范圍。模擬期末全區(qū)綜合含水絕對誤差<5%，日產(chǎn)油、累計(jì)產(chǎn)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(jìn)行調(diào)整，單井?dāng)M合率達(dá)到86%；擬合期末含水絕對誤差<5%。數(shù)值模擬表明建立的地質(zhì)模型與實(shí)際地質(zhì)情況吻合度較高。后期對模型參數(shù)做適當(dāng)調(diào)整后可用于下一步油田調(diào)整及注采政策優(yōu)化。

2 剩余油分布規(guī)律研究

2.1 數(shù)值模擬法

X286數(shù)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(xù)，11層、14層、15層砂體連續(xù)較差，各層開發(fā)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(wǎng)控制影響，井網(wǎng)為控制區(qū)域及砂體邊部形成了相對豐富的剩余油分布區(qū)（見表1）。

圖1 研究區(qū)屬性模型圖

圖2 研究區(qū)歷史擬合結(jié)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(xù)較差，平面剩余油主要受儲層物性、井網(wǎng)控制影響。

表1 X286延10各小層儲量動用程度

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

2.2 油藏工程法

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

甲型水驅(qū)曲線的數(shù)學(xué)表達(dá)式為：

式中：WP－累積產(chǎn)水，104t；NP－累積產(chǎn)油，104t。

圖7 X286甲型水驅(qū)特征曲線

表2 X286單井剩余儲量表

當(dāng)油田含水率達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限含水率時，由式可獲得油藏的可采儲量，例如當(dāng)經(jīng)濟(jì)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(diǎn)面積權(quán)衡法[3]，即三角形中垂線的連線劈分X286區(qū)單井控制面積。并對區(qū)塊孔隙度、含油飽和度、有效厚度進(jìn)行加權(quán)平均，以水驅(qū)控制儲量為儲量依據(jù)，利用容積法計(jì)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(zhì)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(fā)育區(qū)域。

對比油藏工程與數(shù)值模擬計(jì)算剩余油分布，由于油藏工程計(jì)算剩余儲量對水井默認(rèn)儲量為0，水井位置有部分差異，油井位置與數(shù)值模擬趨勢一致，數(shù)值模擬方法更能全面預(yù)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?？蓪⒂途譃槿N類型，存在厚夾層，滲透性夾層和無夾層，厚夾層油井補(bǔ)充能量后生產(chǎn)穩(wěn)定，滲透性夾層利于穩(wěn)產(chǎn)但有含水上升風(fēng)險，無夾層井為剩余油富集區(qū)。

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(qū)北部及厚夾層儲層應(yīng)提高單砂體動用：主要通過一是補(bǔ)孔、壓裂完善注采對應(yīng)關(guān)系，提高單砂體控制程度；二是通過調(diào)剖提高單砂體動用程度。

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

通過調(diào)剖提高單砂體動用程度，針對儲層非均質(zhì)下注入水突進(jìn)導(dǎo)致的含水上升，下步措施：W313-30微球調(diào)驅(qū)，W315-34補(bǔ)孔調(diào)剖，提高水驅(qū)波及效率。

4 結(jié)論

（1）采用相控模式進(jìn)行地質(zhì)建模，數(shù)模單井初始擬合率86%，結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)認(rèn)識，總結(jié)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(xù)性較好，剩余油主要受井網(wǎng)控制影響；下步砂體連續(xù)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(jìn)影響，北部區(qū)域隔層遮擋效果較好，剩余油主要受注入水水驅(qū)狀況及儲層物性影響。

（2）通過甲型水驅(qū)曲線計(jì)算水驅(qū)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(jì)算，得到W317-31等五口井單井剩余地質(zhì)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(qū)，補(bǔ)孔完善注采對應(yīng)，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(yōu)化技術(shù)政策、減緩底水錐進(jìn)速度。

參考文獻(xiàn)：

[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]徐春華，范小秦，池建萍.面積權(quán)衡劈分方法計(jì)算單井地質(zhì)儲量[M].北京：石油工業(yè)出版社，2004.