低渗河道水驱砂岩油藏剩余油分布规律——以鄂尔多斯盆地胡尖山A21井区长2油藏为例

苏 明，吴小斌，王立宁，任江龙，杨 武

(1.延安大学石油工程与环境工程学院，陕西延安 716000；2.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都 610500；3.长庆油田公司工程造价管理部，陕西西安 710021 )

胡尖山A21井区长2油藏是在单斜背景上发育东西向低幅度排状鼻状隆起的边底水发育的岩性油藏，为低孔低渗、储层相对均质的岩性—构造油藏[1]。从2002年正式投入开发以来，已进入中、高含水采油阶段。区块内局部边底水活跃，含水上升快，控制难度大，油田整体上对剩余油的认识不明确，后期稳产难度较大[2]。针对以上问题，调研发现，在此之前的研究都是以静态资料为基础解决上述问题，并不能准确地预测未来长时间内的开采变化情况，从而不能做出合理、准确、科学的应对措施。本文则综合考虑动、静态资料，研究流动单元、沉积相带、水驱及多因素共同作用对剩余油分布规律的影响，发现剩余油富集在轴向高部位，其分布主要受多重因素复合控制。

1 剩余油分布规律

1.1 剩余油潜力分析

A21井区长2油藏经过十多年的注水开发，地下油水关系复杂，剩余油平面上分布较为分散，宏观上这与该油藏原始地质储量及可采储量有直接关系。

长2油藏在纵向上主要分布有长211、长212、长213-1、长213-2等4个单砂体。利用容积法[3]与数值模拟两种方法计算出该油藏的地质储量为973.99×104t，各个对应的地质储量分布如图1所示。

图1 A21井区长2油层单砂层地质储量百分比饼状图Fig.1 Percentage map of geological reserves of sand layers in Chang-2 reservoir, HU A21

通过油藏工程水驱特征曲线法计算可采储量，对A21历年来的累计产油及累计产水量进行统计，然后选用不同时间段的时间来计算，从2004年开始线性回归，可得最大产水量为3606×104t，最大可采储量为353×104t，各小层对应的可采储量如图2所示。

利用单砂层储量数据及单层累产劈产数据[4-5]可计算长2油藏各单砂层的采出程度，也可预测已动用油层的剩余可采储量(图2)。统计结果表明：长211的剩余可采储量占该层总可采储量的25.96%，长212剩余可采储量占该层总可采储量的59.84%，长213-1剩余可采储量占该层总可采储量的42.76%，长213-2还未动用；但长2油藏平均剩余可采储量占总可采储量的52.93%，剩余油储量大，仍有继续二次开采的必要性。

图2 A21长2油藏单砂层潜力评价(98%含水时，32%采收率)Fig.2 Histogram of geological reserves of sand layers in Chang-2 reservoir, HU A21

1.2 剩余油分布数值模拟研究

为了进一步深入研究A21目标区地下剩余油分布，了解油藏当前的开采状况，明确今后开发调整的方向，在油藏精细描述的基础上，建立了A21区长2油藏储层三维地质模型，并进行了油藏数值模拟研究。

1.2.1 储层三维地质建模

此次地质建模由Schluberger的Petrel软件完成，对研究区内83口井的原始地质资料进行了统计分析，包括坐标、分层、构造、砂体、测井数据及解释结论等，在基础地质研究的基础上，开展储层地质建模。平面网格步长设置为20 m×20 m，垂向网格1 m，网格数14320716个。

依据变差函数分析成果，在petrel软件中采用序贯高斯的随机模拟算法[6-7]，以夹层模型为基础，通过分相带的数据分析、变差函数求取，建立相控孔隙度模型；再在孔隙度模型的基础上，以夹层和孔隙度模型为基础，通过分相带的数据分析、变差函数求取，协同孔隙度模型采用序贯高斯模拟方法建立相控渗透率模型；饱和度模型采用序贯高斯模拟。

1.2.2 数值模拟研究

A21区的注水开发，到目前为止，开发过程中地层压力保持在泡点压力以上，因此利用ECLIPSE软件采用三维两相黑油模型进行数值模型研究[8]。模型平面网格步长50 m×50 m，纵向平均网格步长1.6 m，总网格数约87.3×104(142×143×43)。

目标工区纵向上分长211、长212、长213-1、长213-2共4个层组；根据气藏工程研究，平面上分为西部、东部、中部、西南部4个油藏分区，通过数值历史拟合，得到目前情况下各层组及各油藏分区的剩余油分布。统计分析表明，各单砂层之间剩余油差别较大，剩余可采储量比重较大的有长213-1和长212两个单砂层。分析其原因，主要有两类情况：一类原始地质储量大，采出程度较高，但剩余油储量也相对较大；另外一类原始地质储量中等，采出程度较低，相对剩余油的量也较多。因此，本文主要分析长213-1和长212两个单砂层，目前情况下各层组及各油藏分区的剩余油分布情况如下：

(1)长212层组。

长212累积产油48.9×104t，地层注采比为1.03；长212西部油水分布变化较大，东部与西南部油水分布基本不变；长212大致可划分出6个剩余油富集区(图3、图4)。

(2)长213-1层组。

长213-1累积产油164.5×104t，数模中将长213-1细分为4个小层组，且每个小层在西部、西南部、中部、东部4个油藏分区可各划分出一个剩余油富集区，如图5所示。

图3 长212初始油水分布Fig.3 Initial oil-water distribution of Chang-212 reservoir

图4 长212目前油水分布Fig.4 Oil-water distribution of Chang-212 reservoir at present

图5 213-1目前油水分布Fig.5 Oil-water distribution of Chang-213-1 reservoir at present

由各层组剩余油分布可知原始含油饱和度与剩余油饱和度的关系：剩余油饱和度与原始含油饱和度分布拟合较好，表明二者存在一定的对应关系；目前剩余油饱和度高值的分布区间也同时是原始含油饱和度高值的分布区间。

2 剩余油分布规律的影响因素分析

本文结合目标区块的储层特征和生产动态特征，通过分析对比地质特征对剩余油形成和分布的影响，解释储层地质特征与剩余油分布之间的关系[9]。

2.1 沉积相带对剩余油分布的控制

沉积微相是控制油水平面运动的主要因素，也是控制剩余油平面分布的主要因素[10]。结合区域沉积背景，通过对研究区录井、岩芯描述资料的综合分析，根据砂体的展布特点、沉积特征及电测曲线的特点，认为长21研究区为三角洲平原沉积期，并识别出水下分流河道、天然堤、决口扇、沼泽、河漫滩等微相，其中分流河道和天然堤是主要的储集层。

图6 沉积相带与剩余油分布关系Fig.6 Relationship between sedimentary facies and remaining oil distribution

通过分析数值模拟得到的含油饱和度情况可以发现，剩余油富集区与识别出的分流河道、天然堤和河道侧翼相分布一致(图6)，因此可判定分流河道、天然堤和河道侧翼微相带是控制剩余油饱和度的重要因素。

2.2 微幅度构造对剩余油分布的控制

为了研究各砂层局部构造变化对开发中后期剩余油分布规律的影响，进行了砂顶微构造研究，编制了砂顶微构造图。砂顶微构造图是指在油田总的构造背景上，砂顶本身的细微起伏变化，其包括构造形变及沉积、压实变形等因素。

研究表明，A21油区长21各小层顶面构造在平缓的西倾单斜背景上发育大量东西向或近东西向的低幅度排状鼻状隆起构造带(图7)，同时还发育一些低幅度、延伸略短的东西向鼻状构造。这些鼻状构造带总体近于平行，形成了区域西倾单斜背景，鼻状隆起呈东西向展布的构造格局，对油气成藏有重要的控制作用，长21各个小层构造在纵向上具有较好的继承性。

通过数值模拟得到的剩余油含油饱和度分布图(图8)可以看出，主力层剩余油主要分布在中部、西部构造较高部位，连片性富集在井间部位，局部井点富集，底水锥进不明显。西南部构造较低，局部存在边水推进现象，剩余油富集在轴向高部位。

图7 长212顶面构造分布Fig.7 Top surface structural map of Chang-212 reservoir

图8 微幅度构造与剩余油分布关系Fig.8 Relationship between micro-amplitude structure and remaining oil distribution

2.3 细分流动单元研究水驱驱油规律

流动单元是具有相似渗流特征的储集单元，不同的单元具有不同的渗流特征，单元间界面为储集体内分隔若干连通体的渗流屏障界面以及连通体内部的渗流差异“界面”。目前用于储层质量分类评价的方法有很多，大多是利用统计学方法，如聚类分析、判别分析、因子分析、对应分析及各种方法的综合[11]。

本区储层的储集性能与渗流性能受多方面因素影响，其中储层厚度、孔隙度是表征储集性能的最优参数，而渗透率是表征渗流性能的最优参数。从砂体厚度、孔隙度、渗透率、变异系数、泥质含量等参数中优选有效厚度、孔隙度和渗透率等8个参数进行流动单元划分，最终利用模糊C聚类进行数学聚类[12-13]，建立了单砂层流动单元的分类标准(表1)，将该区分为4类流动单元(图9)。

图9 长2流动单元分布Fig.9 Flow unit distribution of Chang-2 reservoir

Ⅰ类流动单元，占总体的26%，主要分布在A21井区的中部，同时也是油层厚度最大、含油饱和度最高、物性最好的部位，在构造中位于轴向高部位；Ⅱ类流动单元，占总体的12%，主要分布在A21井区的东部，是开发生产中的主力单元；Ⅲ类流动单元，占总体的34%，主要分布在A21井区的西部及西南部，在生产上是目前开发生产的次主力单元；Ⅳ类流动单元，占总体的28%，主要分布在A21井区的西南部及长2油藏的边部，同时也是油层厚度最小、泥质含量最高、含水饱和度最高，物性相对最差的部位，在构造中位于较低部位。

表1 A21长2油藏4类流动单元参数Table 1 Parameters of four types of flow units in Chang-2 reservoir, Hu A21

目前针对长2油藏采取反九点井网注水开发，通过对注采井组的见水见效分析，发现生产稳定、见效特征明显，不同类别的流动单元其注水见效规律不同，主要可归纳为两种规律，如中部井区主要属于Ⅰ类流动单元，注水见效周期短、稳产时间长、水驱效果好，因此该区剩余油饱和度较低；西部井区主要属于Ⅲ类流动单元，稳产期短，故该区为剩余油饱和度较高的分布区。

2.4 水驱对剩余油分布的控制

使用不同颜色表示不同的含油饱和度，绘制出水驱后油藏含油饱和度分布图，发现水驱沿着分流河道主体方向呈线状断续分布，垂向上水驱较均匀；剩余油分布较广且含油饱和度较高区主要分布在油井之间[14]。而边水水侵明显，油藏边部剩余油饱和度低，如图10所示。

图10 剩余油分布Fig.10 Map of remaining oil distribution

2.5 多因素耦合协同控油

2.5.1 微幅构造与沉积相带共同作用

A21区发育的大量的微型鼻状隆起对油气成藏有重要控制作用[15]。鼻状隆起构造在区域内形成局部构造高点，由于油区内长21广布三角洲平原相分流河道沉积，同时还分布有天然堤微相沉积，这些隆起构造与呈条带状展布的河道及天然堤沉积砂体相配合，为油区内油气的聚集创造了有利的圈闭条件，形成了剩余油较高区。

2.5.2 沉积相带及流动单元共同作用

通过对位于西部井区的HU42-02井组剩余油分析发现，该井组位于Ⅲ类流动单元，稳产期短，为剩余油饱和度较高区，且该井组所处储层识别为分流河道、天然堤、分流河道侧翼微相带，是剩余油丰度较高区，可以分析出Ⅲ类流动单元和分流河道、天然堤、分流河道侧翼微相带对剩余油分布共同作用(图11)。

3 结论

图11 沉积相带及流动单元对剩余油分布共同作用Fig.11 Combined action of sedimentary facies zone and flow units on remaining oil distribution

(1)本文结合动、静态资料，通过油藏精细描述、数值模拟技术、油藏动态分析等方法，对胡尖山A21井区剩余油分布规律及油层潜力评价进行了研究，发现各单砂层之间剩余油差别较大，剩余可采储量比重较大的有长213-1和长212两个单砂层。分析其原因，主要有两类情况：一类为原始地质储量大，采出程度较高，但剩余油储量也相对较大；另外一类为原始地质储量中等，采出程度较低，相对剩余油的量也较多。

(2)通过分析剩余油的影响因素可知，剩余油的分布主要受复合控制。由于油区内长21广布三角洲平原相分流河道沉积，同时还分布有天然堤微相沉积，这些隆起构造与呈条带状展布的河道及天然堤沉积砂体相配合，为油区内油气的聚集创造了有利的圈闭条件；同时，位于Ⅲ类流动单元，油井稳产期短，水驱使剩余油分布较广，且含油饱和度较高区主要分布在油井之间。