富18断块剩余油挖潜研究

邹易，韩薛云

（西安石油大学石油工程学院，陕西西安710065）

富18断块剩余油挖潜研究

邹易，韩薛云

（西安石油大学石油工程学院，陕西西安710065）

结合实际情况，针对目标单元建立储层地质模型，用流动单元划分理论研究储层静态单元的划分，同时结合井网形式，在储层动静态资料基础上，建立目标油藏井网注采控制能力评价方法，利用统计学方法，开展控制能力定量评价方法，总结出注采井网储层控制能力的好坏，从而判断是否继续进行剩余油挖潜研究。

动静态；剩余油；挖潜研究

1 研究现状

我国及世界上的各个国家的老油田都已进入特高含水阶段，水淹情况十分复杂，剩余油分布难以预测。从多个角度、动静态结合分析油藏特高含水期剩余油控制因素，揭示剩余油富集规律，预测剩余油相对富集区域，为下一步调整挖潜提供科学依据[1]。

目前国内外剩余油挖潜技术包括局部井网加密调整技术；层系井网调整技术；水动力学方法；差油层挖潜技术；深抽、堵水、调剖、套补等采油工艺技术，以便形成与剩余油分布特点相适应的挖潜工艺技术系列；侧钻、水平井挖潜技术。

在国内，我国注水开发油田大多经历了几十年的开发与调整，绝大部分油田已进入高含水期、高采收程度的开发后期[2]，地下水淹情况十分严重、剩余油研究十分复杂，建立完善的三维油藏地质模型，从而对井网进行控制与调整还存在许多困难；在国外，对于油田高含水期开采研究也比较少。

2 储层地质建模

2.1 模拟区选择

根据富18断块井位分布情况，为保证工作效率，模型不宜过大，为此根据研究区井网分布情况，进行模拟区选择。从而可知，模拟区的选择基本上涵盖主要生产井区，可见模拟区在保证模型大小情况下选择较合理。

2.2 渗透率模型

利用测井解释成果建立各小层渗透率模型，具体（见图1，图2）。

图1 E2s1-E2d1渗透率模型

图2 E2s1渗透率模型

3 油藏数值模拟

3.1 开发动态模型

富18断块自1985年7月第一口井投入开发，截止到2011年12月，共计78口油水井投入开发，同时结合现场动态数据特点，在进行动态模型建立时，将整个开发历程按照1个月一个点建立动态模型。

3.2 地层压力和地层温度

统计谢家河断块三套含油层系8口井层试油时实测地层压力资料，其直线方程为：Pi=0.01H-0.555 59（MPa）；相关系数0.991。

油层平均中部深度2 424.8 m，平均地层压力23.695 MPa，压力梯度0.977，说明三套层系原始地层压力系统为正常压力系统，无异常压力现象。

富民断块F7井长期关井后测连续井温，50 m~ 3 000 m地温梯度为2.65℃/100 m，显然比谢家河断块区地温梯度小。

3.3 流体模型

从Es1到Ed1，原油性质变化不大，有向下变差趋势，地面原油密度黏度逐渐变大，200℃与300℃馏分逐渐变小。

地层原油黏度以E2d2层系最高为9.49 mPa·s，E2d1层系其次为9.22 mPa·s，E2s1层系最小为5.18 mPa·s。地面原油密度在0.817 6 g/cm3～0.828 6 g/cm3，凝固点在34℃～37.7℃，含硫0.73%～0.77%。总体表现为原油性质较好、原油黏度低、密度轻的特点。

富18断块地面原油高含蜡、低含硫、中等凝固点，地面原油黏度7.09 mPa·s～10.33 mPa·s，地面原油密度0.829 9 g/cm3～0.831 6 g/cm3。据高压物性资料，从E2s1～E2d1，饱和压力3.01 MPa～9.08 MPa，原始油气比29 m3/m3～78.1 m3/m3，地下原油黏度2.11 mPa·s～1.25 mPa·s，地下原油密度0.724 g/cm3～0.76 g/cm3。地层水水型Na2SO4，平均氯离子含量14 883 mg/L～16 406 mg/L，平均总矿化度26 910 mg/L～30 073 mg/L。

表1 潜力区注采单元控制情况分析表

表2 不同饱和度下静态注采井网控制潜力

4 剩余油富集类型及综合治理

E2s1动态流动单元：E2s1砂层组目前油水井实际射孔形成的小层注入水控制共有E2s15-8、E2s15-9、E2s15-10三个小层，其他小层不存在注入水控制，完全处于边水控制状态。

根据各小层潜力区位置，目前注采单元覆盖情况分析（见表1），从表1可以看出对于目前潜力区注采单元没有控制的，可通过在目前井网上补孔改层实现潜力区动用。

根据目前油水井各小层钻遇情况，建立静态井网注采控制潜力分析，结果（见表2），该表主要用于补孔完善井网潜力评价。

5 结论

（1）储层渗透率非均质性是影响剩余油分布的重要因素之一。

（2）非均质性越强，见水时间越早，含水上升速度越快，最终采收率越低。平面非均质性越强，剩余油越丰富。剩余油主要富集在低渗带，有较大的挖潜余地。纵向非均质性越强，底水锥进越快，开采效果越差，后期有较大的挖潜余地。

（3）各向异性越大，开采效果越差，高部位动用越不充分，高部位后期有较大的挖潜余地。

［1］赵红兵，徐玲.特高含水期油藏剩余油分布影响因素研究［J］.石油天然气学报（江汉石油学院学报），2006，28（2）：110－113.

［2］李东玻.国外高含水油田特高含水期主要技术措施及启示［J］.当代石油石化，2013，21（10）：13－15.

Fu 18 block tapping remaining oil research

ZOU Yi，HAN Xueyun
（College of Petroleum Engineering，Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China）

Combined with the actual situation,the targeted unit reservoir geological model is established.With the theory of division of flow units study of reservoir static unit division, combination of well pattern forms at the same time.On the basis of dynamic and static data of reservoir,to establish the target reservoir pattern flood control ability evaluation method. Using statistical methods,quantitative evaluation method to carry out the control ability, summed up the injection-production well spacing of reservoir control ability is good or bad, to determine whether to continue the remaining oil potential in research.

dynamic and static；remaining oil；study on potential

TE327

A

1673-5285（2017）02-0040-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.02.009

2016－12-28

国家十三五重大科技专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”低渗透致密砂岩气藏压裂裂缝及参数优化。