高含水期油藏剩余油分布规律定量评价——以赵凹油田安棚区核桃园组三段4层2小层为例

文浩，刘德华 （ 油气资源与勘探技术教育部重点实验室 （长江大学 湖北省油气钻采工程重点实验室 （长江大学），湖北 武汉430100）

李红茹，石璐 （中石化河南油田分公司石油勘探开发研究院，河南 郑州450008）

1 区块开发指标

赵凹油田安棚区核桃园组三段4亚段2层 （以下用Eh43（2）表示）1986年正式投入开发，含油面积3.22km2，地质储量为324.31×104t。截至2014年12月，共有61口井，油井36口，水井25口，其中10口为油井转注井。井网密度18.9口／km2，平均井距230m左右，单井控制地质储量9.08×104t，全区油水井数比为1.44；累计产油85.19×104t，累计产液621.65×104t，累计注水686.17×104m3，累计注采比为1.10。含水率为97.6%，采油速度0.28%，采出程度26.27%。

2 精细地质模型的建立

根据赵凹油田安棚区Eh4（2）3的特点，选用Petrel软件建立地质模型。在平面上，X方向布167个网格，网格步长为25m，Y方向布103个网格，网格步长为25m。为了确切反映垂向上的非均质性，充分暴露层间矛盾，真实地反映不渗透或低渗透夹层在油藏开发中的作用，根据地层沉积旋回及夹层的分布特点，在纵向上将该油藏划分为6小层，模型网格节点数合计为167×103×6＝103206。

3 历史拟合

Eclipse数模软件主要是运用油水井的生产历史、动态监测等资料，通过油藏的生产历史拟合来修正地质模型，最终用储量、压力、产水量和含水率的拟合程度来评价模型的可信度［1］。Eh4（2）3油藏地质模型拟合储量为324.31×104t，与容积法计算的地质储量323.21×104t基本一致，相对误差仅0.03%。单井历史拟合以定产液量建立模型，先拟合全区及单井产油量，最后拟合全区及单井产水量，确保总的产油情况与实际相符［2］。Eh4（2）3油藏储集层非均质性强，油水关系复杂，通过合理调整相关参数，使模拟结果满足精度要求，对拟合精度不高的井，复核地质分层的准确性，对地质模型进行修正，最终单井拟合成功率达到85%以上，拟合效果良好。

4 剩余油分布规律评价

4.1 小层地质储量丰度剩余油潜力评价

根据历史拟合结果，Eh4（2）3细分的各小层剩余地质储量丰度分布，见图1（a）～（f）。不同储量丰度分级下各小层的剩余油储量见表1。

图1 Eh4（2）3细分的各小层剩余油储量丰度分布图

表1 Eh4（2）3细分的各小层不同可采储量丰度下的剩余储量统计表

储量丰度较高的层主要集中在Eh43（2）细分出的3、4 （1）、4 （2）小层，其丰度≥100×104t／km2，其对应的含油饱和度也较高，剩余储量为29.95×104t；而2小层储量丰度主要集中在 （50～100）×104t／km2之间，对应区域储量为47.77×104t；其他小层大部分剩余油储量丰度偏小，一般丰度≤50×104t／km2。

图2 细分小层的剩余油潜力区分布图

4.2 不同水淹级别、形成因素剩余油分类评价

结合剩余油储量丰度分析结果和油水井组生成动态分析资料，对各小层剩余油潜力区进行定量评价，结果见表2，具体分布见图2（图中黑线圈出区域为潜力区）。

表2 Eh4（2）3细分的各小层剩余油潜力区剩余储量统计表

根据油水两相渗流产水率 （fw）与含水饱和度的关系 （见式 （1））［3］和Eh43（2）层水淹分级标准 （见表3），统计各小层含水率的分布状况和不同水淹级别的剩余储量。

式中：fw为产水率，1；Qw为水的流量，m3／s；Q为油水两相流量，为压力梯度，mPa／m；Kw为水相渗透率，mD；Ko为油相渗透率，mD；μw为水黏度，mPa·s；μo为油黏度，mPa·s；Sw为含水饱和度，%；A为地层的横截面积，m2；a、b为常数。

表3 Eh4（2）3水淹级别界限

Eh43（2）细分的各小层不同水淹级别下的剩余油储量见表4。1（1）～2小层中剩余油储量区域表现为中水淹的对应剩余油储量为14.37×104t；3（1）～4（2）小层中剩余油储量区域表现为弱、未水淹的对应剩余油储量为10.26×104t。根据生产动态资料分层分析，Eh43（2）细分的1（1）～2小层剩余油形成因素表现为井间干扰的对应剩余油储量约为16.55×104t；3～4（2）小层表现为井网不完善的对应剩余油储量约为14.28×104t（见表5）。

表4 Eh4（2）3细分的各小层不同水淹级别剩余油储量统计

表5 Eh4（2）3细分的各小层不同剩余油形成因素储量统计

4.3 对Eh4（2）3细分的小层叠合后的剩余油定量评价

图3 细分的各小层剩余油剩余油饱和度叠合图

对Eh4（2）3细分的小层叠合后的剩余油潜力区的水淹级别、储量丰度进行评价［4］，其剩余油富集区描述如下：

1）对1（1）～2小层剩余油饱和度进行渗透率－体积加权叠合，结果见图3（a）。叠合层中水淹级别分布区域多为中水淹，约占总体的41.93%；其次为未水淹区域，约占15.57% （见表6）。3～4（2）叠合小层中水淹级别分布区域 （见图3（b））多为未水淹，约占总体的31.64%；其次是弱水淹区域，约占20.3% （见表7）。可见1（1）～2小层中剩余油潜力区主要表现为中水淹级别，3～4（2）小层中主要表现为弱、未水淹级别。

表6 Eh4（2）3细分的1（1）～2小层剩余油饱和度叠合层中不同水淹级别分布统计表

表7 Eh4（2）3细分的3～4（2）小层剩余油饱和度叠合层中不同水淹级别分布统计表

2）对1（1）～2小层剩余油储量丰度－体积加权叠合。剩余油储量丰度较大值主要集中在安44井、安45井、安7井、安88井围成区域 （见图4 （a）黑色线围成区域）；结合1（1）～2小层剩余油饱和度叠合图看，该区域的剩余油饱和度也较高 （见图3（a）黑色线围成区域），进一步验证该区域有较高的开采潜力。3～4（2）小层剩余油储量丰度叠合中剩余油储量丰度较大值主要集中在安41井、安45井间以及安51井、安53井附近区域 （见图4（b）黑色线围成区域）；结合3～4（2）层剩余油饱和度叠合图看，该区域的剩余油饱和度也较高，表明该区域剩余油开采潜力较大。

综上分析，分层系开采剩余油潜力结果见表8：1（1）～2小层剩余油潜力较大区域主要集中在油藏中南部，对应区域属于中、弱和未水淹区，剩余油储量约20.83×104t；3～4（2）小层剩余油潜力较大区域主要集中在油藏东部，对应区域属于中、弱和未水淹区，剩余油储量约15.62×104t，这与各小层剩余油潜力分布状况的描述基本一致。可见，无论从水淹级别和小层储量丰度对剩余油的评价，1（1）～2小层和3～4（2）小层的剩余油分布各有特点，故能将它们分层系设计开发调整方案，达到提高全区采收率的目的。

图4 细分的各小层剩余油储量丰度叠合图

表8 Eh4（2）3细分的各小层叠合潜力区剩余储量统计表

5 结论

1）Eh43（2）细分的1（1）～2小层中剩余油潜力区表现为中水淹的对应剩余油储量约为14.37×104t；3～4（2）小层中剩余油潜力区域表现为弱、未水淹的对应剩余油储量约为10.26×104t。根据生产动态资料分层分析，Eh43（2）细分的1（1）～2小层剩余油形成因素表现为井间干扰的对应剩余油储量约为14.37×104t；3～4（2）小层表现为井网不完善的对应剩余油储量约为10.26×104t。

2）对小层叠合后的剩余油饱和度、储量丰度进行评价，分析发现Eh43（2）细分的1（1）～2小层剩余油潜力较大区域主要集中在油藏中南部，对应区域属于中、弱和未水淹区，剩余油储量约20.83×104t；而3～4（2）层剩余油潜力较大区域主要集中在油藏东部，对应区域属于中、弱和未水淹区，剩余油储量约15.62×104t，这与各小层剩余油潜力分布状况的描述基本一致。

3）从水淹级别和小层储量丰度对剩余油的评价中看，1（1）～2小层和3～4（2）小层的剩余油分布各有特点，据此在下一步剩余油挖潜中可以分2套层系设计开发调整方案，达到提高全区采收率的目的。

［1］ 韩大匡，陈钦雷，闫存章 .油藏数值模拟基础 ［M］.北京：石油工业出版社，1999.

［2］ 郭立波，王新海，李治平，等 .LDQ克拉玛依组油层数值模拟与开采方案调整 ［J］.油气田地面工程，2010，29（3）：18～20.

［3］ 刘德华，刘志森 .油藏工程基础 ［M］.北京：石油工业出版社，2002.

［4］ 陈元千 .现代油藏工程 ［M］.北京：石油工业出版社，2001.