井控面積法研究定邊油田延9油藏剩余油分布規(guī)律

李楠，袁青

井控面積法研究定邊油田延9油藏剩余油分布規(guī)律

李楠，袁青

（延長油田股份有限公司定邊采油廠， 陜西 榆林 718600）

在油田開發(fā)中后期，開展剩余油分布規(guī)律及潛力研究對后期開發(fā)技術政策調整具有十分重要的理論與實際意義。以定邊油田張要先地區(qū)延9油藏為例，該油藏開發(fā)前期利用自然能量采油，雖后期及時注水補充地層能量，仍然存在注采比低、地層虧空、產(chǎn)量遞減快、含水上升快、剩余油分布規(guī)律不明確等問題。本次在沉積、儲層和開發(fā)特征研究的基礎上，通過分析影響剩余油分布的地質因素和開發(fā)因素兩個方面，預測現(xiàn)今剩余油分布規(guī)律。利用井控面積法，定量地研究延9油藏的剩余地質儲量。結果表明：延9油藏剩余地質儲量為1.545 7×106t，平均單井剩余地質儲量為2.46×104t；剩余油分布主要受沉積微相、注采井網(wǎng)、注采對應關系、砂體微構造和油層厚度、酸化和壓裂等技改措施的影響。

定邊油田； 剩余油分布； 井控面積法；剩余地質儲量

延安組油藏埋藏淺，初期產(chǎn)能高，經(jīng)過多年的開發(fā)現(xiàn)已進入中高含水期。由于采用注水開發(fā)方式，部分井區(qū)水淹水竄嚴重，形成死油區(qū)，無法動用的儲量越來越多。因此剩余油的分布規(guī)律研究就成為開發(fā)調整和挖潛的重點工作。應用井控面積法，計算單井控制儲量和剩余地質儲量，該方法也考慮到非均質油藏的平面和縱向上的差異和采出程度，為油田的剩余油挖潛提供了依據(jù)，提高了油藏的采收率。定邊油田D井區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的西緣，主力產(chǎn)油層為侏羅系延安組，延安組延9油藏屬于構造-巖性油藏，該區(qū)延9含油面積3.58 km2，地質儲量為2.060 2×106t，自2007年開始開發(fā)，目前明水井及停井較多，剩余較多地質儲量無法采出。本次研究就是為了厘清剩余油的分布規(guī)律，以便有提出針對性的挖潛措施。

1 油藏地質概況

1.1 構造特征

定邊油田D井區(qū)位于定邊縣西南部，南部與甘肅和延安接壤，區(qū)塊面積為6.7 km2，其勘探開發(fā)始于2007年，地質儲量為2.060 2×106t，目前共有油水井83口，累計產(chǎn)油5.145×105t。構造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的西部，構造簡單，主要是在西傾單斜的背景上由于差異壓實作用形成的一系列低幅度鼻狀隆起。研究區(qū)延9層頂面構造如圖1所示，其發(fā)育4個小型鼻狀隆起，1號隆起位于4812-1-4847一帶，形成一個幅度較高的窄長背斜構造，構造幅度約14 m，最高點位于4813-1井附近；2號隆起位于4813-3-4821-3井一帶；3號隆起位于4850-3-4821-1井一帶；4840-1-4848-3-4848-2井一帶為4號隆起；洼地與隆起之間的高差在18 m之間，為典型為不規(guī)則的背斜圈閉，形成了有利于油氣聚集的場所。

圖1 研究區(qū)延9油層頂面構造圖

1.2 地層特征

研究區(qū)鉆遇油層自上到下分別為直羅組，延安組延6、延9油層組，延長組長2、長4+5、長6、長8油層組，本次目的層位是延安組延9油層，如表1所示。

表1 研究區(qū)延安組地層劃分表

1.3 地質儲量的計算

根據(jù)油藏特征，本次研究區(qū)儲量計算采用容積法。地質儲量計算公式為：

=100××××(1-wi)o/oi。

式中：—地質儲量，104t；

—含油面積，km2)；

—有效厚度，m；

—有效孔隙度，%；

wi—原始含水飽和度，%；

o—地面脫氣原油密度，t·m-3；

oi—地面原油體積系數(shù)。

計算得到延9油藏地質儲量為2.060 2×106t。

2 剩余地質儲量

本次研究應用井控面積法[2]，計算單井剩余地質儲量。其計算的準確性受到以下幾個參數(shù)的影響：單井控制面積、單井油層有效厚度、單井有效孔隙度、單井油層含油飽和度及油層之間的相互連通程度。

2.1 單井控制面積

定邊油田D井區(qū)目前油井65口，注水井18口，主力開發(fā)層系為延92油層組。在含油邊界確定的前提下，應用三角網(wǎng)法[1]，確定含油邊界內井的單井控制面積，如圖2所示，最小0.026 km2，最大 0.091 7 km2，總控制面積為3.59 km2。

圖2 研究區(qū)單井控制面積圖

2.2 單井控制儲量

對研究區(qū)含油邊界范圍內的43口井和6口水平井的單井控制面積、單井油層厚度及孔隙度和含油飽和度等相關參數(shù)統(tǒng)計，應用容積法計算各單井控制儲量。通過計算得到單井控制儲量分布范圍為 5.0×103～8.0×104t，平均為3.76×104t，如表2所示。

表2 研究區(qū)油井剩余地質儲量統(tǒng)計表

2.3 油井控制儲量

注水井雖然不采油，但也有地質儲量，該儲量會隨著注水開發(fā)，流動到井組內相互連通的采油井，可以把注水井控制的地質儲量劈分到井組內與其連通的周邊采油井上，根據(jù)劈分原則[2]，由于注水井與多口油井連通，因此水井地質儲量的劈分系數(shù)與儲層地層系數(shù)、油水井距離、井組內連通的油井數(shù)有關，通過計算得到劈分后油井單井控制儲量。

式中：M—油井單元儲層地層系數(shù)（有效厚度與滲透率的乘積）；

R—油井距水井距離；

—沉積單元內水井周圍連通的油井數(shù)；

—與水井連通的某口油井；

—油井劈分系數(shù)。

計算得到油井控制儲量分布：7.0×103～9.0×104t；平均為：3.97×104t。

2.4 油井剩余儲量

油井控制儲量確定以后，減去單井累計產(chǎn)油量即為單井剩余地質儲量[3]。單井剩余地質儲量分布范圍為3.2×103～6.3×104t，平均為2.46×104t。通過儲量復算，延9層地質儲量為2.060 2×106t，目前工區(qū)累計產(chǎn)油量為5.145×105t，采出程度為24.97%。

3 剩余油平面分布

從研究區(qū)剩余油平面分布如圖3所示。由圖3可以看出，剩余油成片狀分布，高值區(qū)主要集中在研究區(qū)的西北部、中部，平均單井剩余儲量均在 2.5×104t以上；油藏邊部平均單井有效厚度較小，剩余油儲集程度較低，平均在1.0×104t以下。

圖3 剩余油平面分布圖

通過延9層的沉積微相、砂體展布、構造以及注采井網(wǎng)和技改措施等方面分析認為，該區(qū)剩余油分布主要受地質和開發(fā)兩大因素控制，具體包括以下幾個方面：

1）沉積微相影響。注入水沿主河道快速突進，主河道上的井過早水淹，形成剩余油滯留區(qū)；河道兩側及上游油井不見水，導致產(chǎn)能低停抽，剩余油富集。此外，剩余油分布還受沉積韻律的控制，正韻律沉積下部滲透性好，注入水易波及，儲量動用程度較上部高，剩余油富集在油層頂部；反韻律沉積則相反，剩余油富集在油層底部，構造低點注、高點采，以及儲層非均質性影響，剩余油富集在油藏中高部位。

2）注采井網(wǎng)影響。井網(wǎng)的分布形式也影響剩余油分布，井網(wǎng)較完善時，水驅效果好，剩余油分布相對較少，反之，剩余油分布相對較多。

3）注采對應關系影響。注采不對應、只注不采、有采無注，剩余油分布相對較多。

4）砂體微構造和油層厚度。低注高采，由于水的重力分異作用，注入水難以波及到構造高部位，造成剩余油的富集；延安組油藏主要受構造控制，射孔位置靠近頂部，對于巨厚油層來說，油層中部剩余油富集；對于薄油層來說，抽汲制度不合理，快速見水，形成剩余油。

5）酸化、壓裂等技改措施。壓裂、酸化造成含水上升或突見明水，油水界面迅速上升，造成儲量動用程度低，形成剩余油。

4 結 論

1）利用井控面積法計算單井控制儲量，結合采出程度的關系確定剩余油平面分布規(guī)律，研究區(qū)延安組延9油藏單井剩余儲量在3.2×103～6.3×104t之間，平均為2.46×104t，該油藏剩余地質儲量為1.545 7×106t。

2）剩余油平面上主要成片狀分布，分布高值區(qū)在研究區(qū)的西北部及中部，其分布規(guī)律主要受沉積微相、注采井網(wǎng)、注采對應關系、砂體微構造和油層厚度、酸化壓裂等技改措施等因素的影響。

3）今后的開發(fā)調整和技改挖潛應側重于剩余油相對富集區(qū)域，不同剩余油分布形式采取針對措施挖潛。

［1］李春玲.井控面積法在計算剩余儲量中的應用[J].價值工程，2011，30（13）：70．

［2］楊濤.井控面積法計算地質儲量在剩余油研究中的應用[J].大慶石油地質與開發(fā)，2010，29（2）：87-91．

［3］段瓊，蒲春生，許勇，等.利用單井控制儲量研究非均質油藏剩余油分布特征[J].石油地質與工程，2013，27（2）：37-40．

Study on Remaining Oil Distribution of Dingbian Oilfield Yan 9 Reservoir by Using Well Control Area Method

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（Dingbian Oil Production Factory,Yanchang Oilfield Co., Ltd., Yulin Shaanxi,718600, China）

In the middle and late stage of oilfield development, it is of great theoretical and practical significance to carry out the research on the remaining oil distribution and potential for the adjustment of development technology policy in the later stage. Taking yan9 reservoir in Zhangyaoxian area of Dingbian oilfield as an example, natural energy is used for oil recovery in the early stage of development, although the formation energy is supplemented by water injection in time in the later stage, there are still some problems such as low injection production ratio, formation deficit, rapid production decline, rapid water cut rise and unclear distribution of remaining oil. In this paper, based on the study of sedimentary, reservoir and development characteristics, the current remaining oil distribution law was predicted by analyzing the geological factors and development factors affecting the distribution of remaining oil. Quantitative study of remaining reserves was carried out by well control method. The results showed that the remaining geological reserve of Yan 9 reservoir was 1.5457 × 104t, and the average remaining geological reserve of single well was 2.46 × 104t. The remaining oil distribution was mainly affected by thesedimentary microfacies, injection production well pattern, injection production corresponding relationship, sand body microstructure and reservoir thickness, acidizing and fracturing technical improvement measures.

Dingbian oilfield; Remaining oil distribution features; Well control area method; Remaining geological reserves

2020-01-04

李楠（1986-），男，四川省邛崍市人，中級工程師，碩士研究生， 2012年畢業(yè)于中國石油大學（北京）海洋地質專業(yè)，研究方向：石油地質技術。

TE327

A

1004-0935（2021）06-0887-04