強邊水油藏剩余油分布規(guī)律及主控因素研究

白偉龍

（中國石化河南油田分公司新疆采油廠，新疆奎屯833200）

1 研究區(qū)概況

春光油田構(gòu)造上位于準噶爾盆地西部隆起車排子凸起東部。地勢北高南低，軸向為北西—南東向，其東面和南面為兩大生烴凹陷即沙灣凹陷和四棵樹凹陷，西面和西北面鄰近加依爾山。春光油田地層由老至新分別為石炭系、侏羅系、白堊系、古近系、新近系和第四系，石炭系以上地層連片分布，并層層超覆于下伏地層之上，構(gòu)造相對平緩，地層傾角一般約為2°，地層較寬緩。目前已在沙灣組、白堊系、古近系發(fā)現(xiàn)各類含油小砂體60余個，埋藏深度在829.3～1964.5m之間，油層厚度在1～7.2m 之間，油層平均厚度3.4m，儲層孔隙度26.48%～35.3%，滲透率358.9～3729.4μm2，屬高孔、高滲儲層。

2 剩余油分布特征

2.1 構(gòu)造模型建立

由于春光油田稀油小砂體屬于單層油藏，建立頂面構(gòu)造形態(tài)是搭建構(gòu)造模型的基礎(chǔ)。儲層的頂面構(gòu)造形態(tài)是依據(jù)地震反射波與地質(zhì)層位的對應關(guān)系，應用地震解釋軟件對含油層位進行解釋追蹤而得到的，同時利用調(diào)整后的井點分層數(shù)據(jù)和構(gòu)造面進行雙重控制，在Petrel軟件中建立層不同稀油小砂體面模型。

2.2 邊水模型的建立

春光油田屬于強邊水油藏，考慮到水體模型適合程度以及模型運算速度，模型采用Carter-Tracy 法解析水體。

2.3 屬性模型的建立

在測井數(shù)據(jù)離散化的基礎(chǔ)上，通過數(shù)據(jù)正態(tài)變換和變差函數(shù)分析，運用序貫高斯隨機模擬方法建立孔隙度、滲透率分布模型，主體部位含油飽和度為75%。

2.4 歷史擬合

應用Eclipse 軟件建立油藏數(shù)值模擬模型，對典型區(qū)塊開發(fā)生產(chǎn)全過程進行歷史擬合，在擬合過程中，確保變化趨勢與數(shù)量級上，以及對應的累產(chǎn)液量、累產(chǎn)油量、含水率上均有較好的模擬，保證單井擬合率達85%以上，全區(qū)擬合率達90%以上，從而保證模型的可靠性。

2.5 剩余油分布特征

在歷史擬合的基礎(chǔ)上可得到油藏目前的含油飽和度及壓力分布狀況。典型砂體目前含油飽和度分布圖見圖1，從含油飽和度分布圖上可以看出，剩余油主要在砂體高部位及側(cè)翼較富集。

根據(jù)剩余油分布特征、水淹特征和剩余油豐度特征總結(jié)出春光常采三類剩余油分布模型：一是高部位壓力保持水平高，泄油程度有限，儲量難以充分動用(40m)，形成閣樓油富集區(qū)；二是邊水沿砂體主體區(qū)域推進，砂體兩側(cè)部分儲量未充分動用，形成側(cè)翼油富集區(qū)；三是非主流線區(qū)域滯留型剩余油。

3 剩余油分布主控因素

利用油藏工程方法研究了不同因素對剩余油分布的影響。結(jié)合油藏實際情況，在研究剩余油分布規(guī)律影響因素時，主要研究了原油粘度、水體能量、儲層非均質(zhì)性、砂體形態(tài)、采油速度。最后使用響應面曲面法進行多因素分析，確定影響剩余油分布的主控因素。

圖1 不同類型砂體剩余油分布飽和度圖

3.1 儲層非均質(zhì)性對剩余油分布的影響

建立滲透率級差為2、4、8、16 的典型模型，進行模型運算，對比不同方案的開發(fā)效果。當滲透率級差越大，無水采油期越短，含水上升越快，相同含水率的情況下采出程度越低，開發(fā)效果越差，此外滲透率極差越大，邊水易沿著滲透率大的地方突進，更容易導致竄流現(xiàn)象，最終剩余油飽和度越大。

3.2 油水粘度對剩余油分布的影響

為了研究流體粘度對稀油油藏開發(fā)影響的敏感度，以外部水體體積100倍、采液速度取6%，采用300m直井排狀井網(wǎng)開發(fā)的典型模型為例，建立不同原油粘度條件下的典型模型，通過對比原油粘度1、2、5、10和50MPa·s 不同原油粘度模型（圖2），可以看出，隨著原油粘度的增加，邊水突進越嚴重，水竄越嚴重，油井見水后含水上升速度越快，采出程度較低。

圖2 不同原油粘度油藏油井含水95%時含油飽和度圖

3.3 砂體形態(tài)對剩余油分布的影響

為了對比不同類型油藏剩余油分布模式的不同，儲量的合理開發(fā)，建立了不同橫縱比1∶1、1∶3和1∶5三種類型的單元典型模型，研究在相同采液速度、原油粘度下的儲量動用情況。為了符合春光稀油小砂體的特點，以外部水體體積100倍、油水粘度比1∶1，采用單井點井網(wǎng)開發(fā)的典型模型為例，建立不同橫縱比油藏的數(shù)值模型（圖3），對比可以看出，隨著橫縱比的加大，側(cè)翼剩余油越來越多。

3.4 采液速度對剩余油分布的影響

圖3 不同橫縱比典型模型油井含水95%時含油飽和度圖

為了確保今后新區(qū)水線的均勻推進，儲量的合理開發(fā)，建立了橫縱比大于5的單元典型模型，研究不同采液速度下的水線推進情況，確保新區(qū)的合理配產(chǎn)。邊水水體體積100倍、油水粘度比1∶1，采用300m直井排狀井網(wǎng)開發(fā)的典型模型為例，對比不同采液速度下邊水均勻推進情況（圖4），采油速度越小，其開發(fā)效果越好，相同含水率情況下采出程度越高，隨著采液速度的增大，邊水突進逐漸嚴重，在8%以下的采液速度邊水推進相對均勻，當邊水速度大于8%以上時，邊水突進嚴重，影響了單元的開發(fā)效果。

圖4 不同采液速度下含水95%時含油飽和度圖

3.5 邊水能量對剩余油分布的影響

春光油田稀油小砂體具有充足的邊水能量，屬于剛性水驅(qū)油藏，邊水的大小對油水分布有重要的影響作用，為研究邊水能量對流線特征的影響，在本次流線數(shù)值模擬中，設(shè)置的水體為網(wǎng)格和數(shù)值類型，采液速度4%，邊水大小是油區(qū)體積的20、50、100、200 倍分別進行計算對比分析。從圖5流線圖對比來看，邊水能量越大越不利于采油井上方砂體頂部泄油。

圖5 不同倍水體流線圖

不同水體體積大小下的高部位泄油半徑，隨著外部水體體積的增大，高部位泄油半徑快速減小；當水體體積大于50倍時，高部位泄油半徑下降幅度有限，泄油半徑在30～40m左右。

3.6 影響剩余油分布的主控因素

采用響應面曲面法對剩余油富集規(guī)律影響因素進行多因素分析。響應面曲面法是一種實驗條件尋優(yōu)的方法，適宜于解決非線性數(shù)據(jù)處理的相關(guān)問題，通過對過程的回歸擬合和響應曲面、等高線的繪制，可方便地求出相應于各因素水平的響應值。在各因素水平的響應值的基礎(chǔ)上，可以找出預測的響應最優(yōu)值以及相應的實驗條件。

通過影響因素的影響程度越大，所以顯著影響因素從大到小依次為：采液速度、油水粘度比、邊水能量、砂體形態(tài)、滲透率級差。然而對于確定的區(qū)塊，其油水粘度比、滲透率級差、砂體形態(tài)、邊水能量等因素已是確定的，通過調(diào)整采油速度和井距可以影響區(qū)塊的采出程度和采收率。

當滲透率級差較小時，采出程度隨采液速度增大而增大；當滲透率級差較大時，采出程度隨采液速度增大而減小。這是因為滲透率較差小，層間非均質(zhì)性較弱，邊水波及較均勻；而滲透率級差較大時，層內(nèi)非均質(zhì)性較強，采液速度增大，使得邊水更容易沿著高滲部分突進，其波及程度和采出程度降低。所以實際油藏應該根據(jù)滲透率級差而制定合適的采液速度，以保證油藏高效開發(fā)。

當油水粘度比較小時，采液速度對采出程度及波及程度影響不大，當油水粘度比較大時，水油流度比較大，采出程度和波及程度隨采液速度增大而減小。說明當油水粘度比較大的情況下較高的采液速度更容易引起舌進。

4 合理工作制度研究

為了確保今后新區(qū)水線的均勻推進，儲量的合理開發(fā)，在本項目中分別研究了不同油藏類型橫縱比、不同邊水能量大小、不同采液速度、不同原油粘度等油藏和開采元素對剛性水驅(qū)油藏剩余油分布的影響，通過前面的理論模型、實際模型和油藏工程方法相結(jié)合的研究，給出今后新區(qū)開采的合理采液速度。

5 結(jié)論與認

（1）建立了不同橫縱比1∶1、1∶3和1∶5三種類型的單元典型模型，研究顯示隨著橫縱比的加大，側(cè)翼剩余油越來越多；

（2）隨著采液速度的增大，邊水突進逐漸嚴重，在8%以下的采液速度邊水推進相對均勻，當邊水速度大于8%以上時，邊水突進嚴重，影響了單元的開發(fā)效果；

（3）通過對比原油粘度1、2、5、10和50MPa·s不同原油粘度模型，可以看出原油粘度越大，邊水突進越明顯，井間剩余油越富集;

（4）統(tǒng)計不同水體體積大小下的高部位泄油半徑，隨著外部水體體積的增大，高部位泄油半徑快速減小；當水體體積大于50倍時，高部位泄油半徑下降幅度有限，泄油半徑在30～40m左右。