渤南义99井区低渗油藏剩余油分布研究

杨立民 孙建霞

摘    要：渤南油田义99井区地处山东省东营市河口区境内，区域构造位于沾化凹陷渤南洼陷，自西向东可分为三大单元：义55块、义99块、义97块。主要含油层系为沙三段8、9砂组，油层埋深2780-3200米，平均孔隙度17.2%，平均空气渗透率在12×10-3μm2，属低孔、中-低渗储层，为低渗透油藏。针对渤南油田义99井区低渗透油藏的特点，建立油藏数值模拟模型。根据渤南油田义99井区开发生产历史数据、计算指标的拟合结果，验证了该模型的准确性，可用于对该区块的动态预测，同时，分析研究了义99井区剩余油的分布规律。

关键词：义99井区 数值模拟 低渗透 剩余油分布

一、义99井区低渗油藏数值模拟模型

油藏数值模拟是建立油藏数值模型，通过计算机模拟，可以计算整个油层中饱和度在空间上以及随时间的变化，并可预测未来饱和度的变化，因此有很大的实用价值。该方法可以实现快速的输出任何时刻、任何点上的剩余油饱和度值。

针对渤南油田义99井区低渗透油藏的的特点，其储量丰度低，非均质性强，注采井数多，增大了模拟运算量。针对这些特点，选用斯伦贝谢公司的Eclipse油藏数值模拟软件进行数值模拟研究工作。

根据地质研究报告中的地质模型描述，本次模拟研究的主要对象是义55块、义99块和义97块三个区块，在数值模拟网格划分中，采用角点网格系统，平面上划分网格，垂向上根据变深度划分模拟层。

初始化形成的参数场是否能代表实际油气藏情况，储量是重要标志之一。根据地质建模成果所建立的数值模拟模型，再结合压力系统、油气水界面等，形成义99井区低渗油藏数值模拟基础模型。通过储量拟合，检验所建模型静态参数的合理性。

义99井区储量拟合汇总结果见表3-1。

通过下表可知，本次全区的地质储量拟合相对误差为1.5%，误差较小，由此可以确定所建模型静态参数基本合理，可以用于方案计算与预测。

本次拟合从1983年起，对渤南油田义99井区的井进行了历史拟合，将实际产液量作为约束条件输入模拟器，拟合产油量。根据渤南油田义99井区开发生产历史数据、计算指标的拟合结果，可以认为数值模拟的历史拟合是成功的，所建地质模型合理，参数调整合理，与生产实际基本吻合。因此建立的数值模型可用于对该区块的动态预测。

在单井定产液量的工作制度下，对义99井区的日产油量、累产油量、日产水量、含水率等进行了拟合。各项指标拟合程度良好，满足本次数值模拟预测方案的工程误差范围要求。

二、义99井区剩余油分布规律

通过数值模拟结果，建立义99井区剩余油分布三维图以及剩余油小层分布图，如图所示。对比义99井区原始含油饱和度分布图和目前义99井区的剩余油饱和度分布图，总体上看，目前各个层剩余油的分布规律与原始储量的分布规律是一致的，即原始储量大的层位，目前剩余储量也大。各层的剩余油饱和度都比原始含油饱和度有了一定幅度的下降。

具体来讲，目前义99井区剩余油分布规律主要有以下几大特点：

（1）平面分布特征

根据数值模拟结果，目前义99井区剩余油富集区主要分布在构造高部位及边角部位。由于构造高点及边角部位储层物性差，注水见效差，从而造成剩余油饱和度较高。

低渗部位及井网不完善区域剩余油饱和度及剩余储量丰度较高。由于储层非均质性和注采井网不完善，在低渗部位及井网不完善区域形成剩余油，这些局部区域目前剩余油饱和度、可动油饱和度及剩余储量丰度较高，一般呈连片状分布和部分区域分布。

主体区剩余油及可动油饱和度相对较低，剩余储量丰度较高。根据数值模拟结果，主力小层主体部位由于油层厚度大、非均质严重，水驱油的非活塞性形成可动剩余油，分布在中强水淹区内。

非主力小层井网不完善区域剩余油及可动油饱和度相对较高，但整体上剩余储量丰度较低。由于非主力小层面积小，形态不规则，井网控制程度低，其储量动用程度相应较低，目前非主力小层含油饱和度相对较高。

（2）层间分布特征

层间采出程度存在差异。S38砂层组主要分布在义97块和义99块东部，目前采出程度为6.38%，以S39砂层组为主的义99块和义55块，目前采出程度为6.25%。对比含油饱和度可知，S39砂层组的开发效果比S38砂层组略好。S38砂层组的平均含油饱和度为50%～52%，S39砂层组的平均含油饱和度为47%～49%，S38砂层组的剩余油饱和度明显高于S39砂层组，因此，S38砂层组应是后期开发的重点。

（3）层内分布特征

注入水在渗流过程中，由于受到流体自身的重力下沉作用，沿下部流动的动力大于沿上部流动的，结果造成上部驱油效率低于下部的现象。

由于存在非均质性和层间干扰，注入水易沿高渗透层突进，物性相对较差的低渗透层是剩余油富集区。

三、结论

在渤南油田义99井区数值模拟研究成果的基础上，根据对义99井区剩余油分布的研究与认识，可从以下几个方面实施剩余油挖潜：

（1）以注水结构调整为重点，完善剩余油富集区注采井网，并实施分注、分层增注、差层单注等手段，加强注水对应率，提高注水利用率，挖掘剩余油。

（2）根据精细地质研究、重新落实构造及动态分析的結果，在剩余油富集区，尤其是断块构造的高部位、无井控制的断块及井网不完善的区域部署调整井或更新井，以完善剩余油富集区注采井网，挖掘剩余油。

（3）通过开展系统的关停井潜力调查、井况大调查，对全块所有关停井、事故井逐井分析，对有潜力可以利用的关停井及时修复利用。利用打塞、挤堵等手段封堵高吸水层，有效地改善注水剖面。

（4）针对低渗油藏的开采特点，可考虑在义99井区实施二氧化碳驱和天然气驱先导试验，为渤南油田低渗透油藏的挖潜提供有力的技术储备。

此外，可逐步实施脉冲注水和水气交替等开采方式，提高剩余油挖潜效果。