吴起侏罗系油田剩余油分布规律及挖潜方向研究

陈 晨，宋焕琪，吉子翔，黄少伟，杨 宁，彭 博

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

吴起地区侏罗系油藏位于陕北斜坡中西部，多组鼻隆构造的较高部位。整体构造形态上表现为东高西低，北高南低的构造特征。主力生产层位延92、延101层。延9层主要为层状油藏，延10主要分布边底水油藏。吴起侏罗系油田主要为陆相河流沉积环境，为构造-岩性油藏，原始驱动类型为弹性弱水压驱动，渗透率、饱和压力、原始气油比低，自然能量有限，采取三角形井网滚动注水开发。

受储层物性、开发方式等因素的影响，平面边水不均匀推进，底水锥进，油藏整体水淹规律复杂，开展中含水期剩余油分布研究,对于认识该油田油水分布规律,提高油田注水开发效果，具有重要的理论及现实意义。

1 模型建立

1.1 三维地质模型

对吴起油田X286油藏在精细油藏描述的基础上，建立地质模型，在油藏精细数值模拟模型的历史拟合过程中发现问题并修改，重新认识油藏，修改三维地质模型，尽可能真实地反应油藏地质实际[1]。

利用沉积微相和岩相成果，建立沉积微相模型和岩相模型，然后根据不同沉积相的储层参数定量分布规律，分相利用高斯变换、变差函数分析等数学方法处理，进行井间插值的随机建模，建立储层参数分布模型[2]。利用软件采用ECLIPSE三维三相全隐式黑油模拟器进行数值模拟。根据模拟区域平面上的沉积特点，数模网格方向与主河道方向一致。X方向布327个网格，网格步长10 m，Y方向布343个网格，网格步长10 m。纵向上，为确切反应垂向上的非均值性，根据沉积旋回及夹层分布特点，纵向上将该油层划分为92层。模拟工区总网格327×343×92=1 031.88万个，粗化后，网格步长平面25 m×25 m，纵向2 m～5 m，有效网格118万个（见图1）。

1.2 历史拟合

本文采用数值模拟方法对所建立的模型进行了拟合验证。

区块储量拟合相对误差1.5%。生产历史拟合采用油井定液量生产。从模拟结果（见图2）可以看出预测结果与实际生产有一定偏差，但处于合理的偏差范围。模拟期末全区综合含水绝对误差<5%，日产油、累计产油相对误差分别为2.9%、1.4%。在整体拟合完成的情况下，对局部进行调整，单井拟合率达到86%；拟合期末含水绝对误差<5%。数值模拟表明建立的地质模型与实际地质情况吻合度较高。后期对模型参数做适当调整后可用于下一步油田调整及注采政策优化。

2 剩余油分布规律研究

2.1 数值模拟法

X286数值模拟模型主力层延101划分为5层，分别为11层、12层、13层、14层、15层，其中12层、13层为主力层，砂体连续，11层、14层、15层砂体连续较差，各层开发初期及目前剩余油分布变化图（见图3～图 6）。

平面上：12号、13号层位于X286延101顶部，平面剩余油主要受井网控制影响，井网为控制区域及砂体边部形成了相对丰富的剩余油分布区（见表1）。

图1 研究区属性模型图

图2 研究区历史拟合结果图

图3 12层剩余油饱和度分布图

图4 13层剩余油饱和度分布图

图5 14层剩余油饱和度分布图

图6 15层剩余油饱和度分布图

14号、15号层位于X286延101底部，砂体连续较差，平面剩余油主要受储层物性、井网控制影响。

表1 X286延10各小层储量动用程度

纵向上：油藏数值模拟结果表明，东南区、西南区与底水连通整体采出程度低，剩余油主要受底水锥进影响，剩余油主要分布在水锥两侧，北部剩余油基本呈连续片状分布，剩余储量主要受注入水水驱状况、储层物性和有效厚度的影响。

2.2 油藏工程法

根据X286油田动态生产资料，可获得甲型水驱曲线的截距A和斜率B值（见图7）。

甲型水驱曲线的数学表达式为：

式中：WP－累积产水，104t；NP－累积产油，104t。

图7 X286甲型水驱特征曲线

表2 X286单井剩余储量表

当油田含水率达到经济极限含水率时，由式可获得油藏的可采储量，例如当经济极限含水率取为98%时，油藏的可采储量为：

求得X286油藏的可采储量NR=27.8×104t，目前已采出7.93×104t原油，剩余可采储量为19.87×104t。

利用井点面积权衡法[3]，即三角形中垂线的连线劈分X286区单井控制面积。并对区块孔隙度、含油饱和度、有效厚度进行加权平均，以水驱控制储量为储量依据，利用容积法计算单井控制储量。

通过油藏工程法可知：W317-31等五口井单井剩余地质储量最多，最具挖潜潜力（见表2）。主要分布在油藏东南边，底水发育区域。

对比油藏工程与数值模拟计算剩余油分布，由于油藏工程计算剩余储量对水井默认储量为0，水井位置有部分差异，油井位置与数值模拟趋势一致，数值模拟方法更能全面预测剩余油分布。

2.3 剩余油影响因素研究

通过对X286延10油藏，储层与底水层间的夹层分布研究。可将油井分为三种类型，存在厚夹层，渗透性夹层和无夹层，厚夹层油井补充能量后生产稳定，渗透性夹层利于稳产但有含水上升风险，无夹层井为剩余油富集区。

3 剩余油挖潜方向研究

3.1 提高单砂体控制和动用程度

针对X286区北部及厚夹层储层应提高单砂体动用：主要通过一是补孔、压裂完善注采对应关系，提高单砂体控制程度；二是通过调剖提高单砂体动用程度。

目前对X286侏罗系油井单砂体补孔2口，Q62-100 和 Q64-112，累增油 602 t。

通过调剖提高单砂体动用程度，针对储层非均质下注入水突进导致的含水上升，下步措施：W313-30微球调驱，W315-34补孔调剖，提高水驱波及效率。

4 结论

（1）采用相控模式进行地质建模，数模单井初始拟合率86%，结合生产动态认识，总结出吴起侏罗系油田剩余油分布特征如下。

平面上：X286延101层，上部砂体连续性较好，剩余油主要受井网控制影响；下步砂体连续性较差，剩余油主要受储层物性影响。

纵向上：X286延101层，东南部及西南部与底水连通或者存在可渗透性隔夹层，剩余油主要受底水锥进影响，北部区域隔层遮挡效果较好，剩余油主要受注入水水驱状况及储层物性影响。

（2）通过甲型水驱曲线计算水驱可采储量为27.8×104t，剩余可采储量为19.87×104t，可采储量采出程度为28.5%。通过油藏工程计算，得到W317-31等五口井单井剩余地质储量最多，最具挖潜潜力。

（3）通过垂向和平面剩余油分布控制因素分析，对油藏北部通过改善水驱，补孔完善注采对应，小型压裂措施挖潜剩余油，针对油藏西南部及东南部不断优化技术政策、减缓底水锥进速度。

参考文献：

[1]郭平.剩余油分布研究方法[M].北京：石油工业出版社，2004.

[2]石广志，冯国庆，张烈辉.某边水油藏开发数值模拟研究[J].天然气勘探与开发，2006，29（2）：21-24.

[3]徐春华，范小秦，池建萍.面积权衡劈分方法计算单井地质储量[M].北京：石油工业出版社，2004.