底水厚油藏剩余油聚集成因及挖潜实践

邵明记，郭建卿，许学健，王厉强，王茂显，徐登科

油气田开发

底水厚油藏剩余油聚集成因及挖潜实践

邵明记1，郭建卿1，许学健1，王厉强2*，王茂显1，徐登科3

（1. 中国石油吐哈油田分公司 勘探开发研究院， 新疆 哈密 839000；2. 中国石油大学胜利学院石油工程系，山东 东营 257061；3. 中油国际哈萨克地区公司MMG项目， 哈萨克斯坦 阿克套 007729）

针对目前厚油层剩余油研究主要集中在注采条件下的分布规律，缺乏对底水型厚油层纯天然能量开采方式下相应研究成果的现状，在对比近年物理模拟实验进展，特别是大型油藏模型水驱物理模拟实验进展的基础上，认为目前的实验方法还难以对底水型厚油层特殊的油藏特性，特别是长时间维度下底水水动力规律进行可信程度较高的模拟。结合研究工区构造、物性、流体等地质、开发影响因素，建立典型地质概念模型。采用油藏数值模拟技术较为深入的研究了长时间维度下底水水动力变化规律对剩余油聚成因的影响。结果表明：背斜高点及单斜次高点区域，与适宜的油层厚度和较大的底水厚度相配合，可进一步促使油水相在重力分异作用下完成油滴向高部位、厚油层中上部区域聚集。开发中多井干扰，在采油井底水锥进的同时，会提供油滴上升的动力，进一步促使厚油层中下部油滴向上部聚集。以底水厚油层剩余油聚集理论为依据，2019年以来剩余油挖潜实践证明，11口挖潜井初期产油量大于20 t占比72.7%，目前仍有4口井保持高产，效果非常理想。

底水油藏；厚油层；剩余油；聚集成因；挖潜；实施效果

目前厚油层剩余油规律的研究主要集中在剩余油分布影响因素和富集区域等[1-3]，如剩余油研究主要涉及厚油层注采条件下的分布规律[4-6]，对底水型厚油层无注水井开采方式下相应的研究涉及较少[7-9]。此外，对于剩余油富集的控制机理等，虽然有学者试图从高度相似的物理模型的模拟中探寻规律性的认识，但受制于难以模拟长时间维度下的渗流规律，单纯的室内实验方法仍然难以推而广之解释同类油藏的不同生产现象[10-13]。

热德拜J13油藏为底水构造型厚油藏，储集层厚度平均值为35.4 m，平均孔隙度16.9%，平均渗透率206.9×10-3μm2，开发50年后，按常规认识，油藏已中高含水期，地质储量采出程度39.9%，可采储量采出程度89.1%。虽然具备一定的剩余油挖潜潜力，但潜力有限。然而，2017年挖潜实践反馈表明，即使油藏边部区域都具有旺盛的生产潜力，这迫使我们进一步深入的思考，并提出一种假说，即：常规认识认为油藏开采后含油饱和度是递减的，是否研究工区剩余油富集程度超出了常规认识，达到了后期局部剩余油饱和度接近初始饱和度的现象，即剩余油聚集的规模？为此，本文通过数值模拟技术研究长时间维度下的底水主控剩余油分布规律，探索支持假说的依据，深入研究其成因和控制机理，并结合实际挖潜实践，进一步提供支持论据。

1 物理模拟的局限

非底水型的厚油层在注采井网开采方式下，物理模拟主要是通过平面驱替实验研究剩余油的分布规律，在孔隙结构等微观结构上很难保证相似性，且难以模拟如5年、50年或更长时间的开发历史[14-15]。同理，均质模型下的电模拟流场剩余油方法也与实际规律相去甚远[16]。近年，有学者探索通过大型油藏模型水驱物理模拟实验研究，揭示剩余油分布规律及控制机理，虽有较大的进步，如，可以模拟高温高压条件下的井网驱替过程，并进行剩余油变化时变检测[10]，但受制于此方法本身的局限，如模型难以做到足够大的厚度，难以模拟观察足够长的油水运动时间。即使在保证最大可能相似性前提下，也很难在时间维度上保持和原型模型的最大相似。且受制于目标油藏特性的差异，研究结论很难推广到所有的底水油藏，指导意义有限。

2 数值概念模型的建立

由于物理模拟实验手段在研究该问题上的局限性，特别是在时间维度模拟上的局限，本文采用油藏数值模拟技术，通过建立针对目标油藏的典型概念模型，研究剩余油超常规富集的影响因素和控制机理[17-19]。

2.1 模型设计

结合实际油藏地质模型，为完整体现工区的油藏特征，选取3种不同油气水分布及构造形态的概念地质模型（见图1），其网格设置为，油层纵向厚度平均为4 m，底水层纵向厚度平均为20 m，由油层底部到底水层底部逐层加厚，平面网格尺寸平均为2 m×2 m。

图1 不同油气水分布及构造形态的概念地质模型

2.2 流体物性模型

相对渗透率曲线、原油高压物性等流体物性模型与J13工区一致，见图2和图3。

图2 Ю-13层原油PVT属性模型

图3 Ю-13层油水相对渗透率曲线

3 剩余油聚集的控制机理

3.1 油气水原始分布状态及构造幅度

对比不同概念模型初始时刻和开采50年后的含油饱和度分布（见图4-图6），可以看出，上油下水-背斜构造的概念模型1，剩余油主要聚集在背斜构造的高点区域。上气中油下水-单斜构造的概念模型2，剩余油主要聚集在单斜构造次高点的局部微构造高点区域。上气中油下水-背斜构造的概念模型3，剩余油主要聚集在油气界面的背斜侧翼区域。此外，图4-图6红框处的含油饱和度均接近原始含油饱和度，这是注采井网型厚油层剩余油分布与无注水底水厚油层的主要差异，也是剩余油富集程度远超常规认识，达到了后期局部聚集的一个依据。

图4 概念模型1开采初期及开采50年后含油饱和度分布图

图5 概念模型2开采初期及开采50年后含油饱和度分布图

图6 概念模型3开采初期及开采50年后含油饱和度分布图

3.2 底水厚度

图7中底水厚度从1到3依次减小，从剩余油聚集后的分布看，在油层厚度和构造等因素有利的条件下，底水层越厚越有利于气、油、水三相重力分异作用的发挥。结合实际工区油藏数值模拟历史拟合的结果，也反映出厚油层顶部剩余油聚集的现象（见图8）。

图7 底水厚度对剩余油聚集的影响

图8 J13历史拟合后厚油层顶部剩余油

3.3 多井干扰

为更真实的模拟多井干扰对剩余油聚集的影响，以实际工区局部区域的地质模型为基础，保持构造和气、油、水流体原始分布状态，物性参数选取工区平均值，流体物性模型等与上述概念地质模型模拟一致。

模拟结果表明（见图9和图10），开采中除底水为油井提供能量外，底水锥进在局部引发渗流场运动势能的改变，推动油层中下部油滴向井间有利构造区域聚集。

图9 多井干扰地质概念模型4原始含油饱和度分布

图10 多井干扰地质概念模型开采50年后含油饱和度分布

4 剩余油挖潜实践

以底水厚油层剩余油聚集理论为依据，2019年以来，中油国际哈萨克地区公司MMG项目先后实施剩余油挖潜11口井（图11），平均日产油达26.5 t，是油田新井初产的两倍。其中初期产油量大于10 t井占比90.9%，大于20 t井占比72.7%，。目前仍有4口井保持高产，效果非常理想。

图11 剩余油挖潜实施井位构造图

以实施效果较好的5029井为例，该井符合地质概念模型2，剩余油聚集位置在单斜构造次高点的局部微构造高点区域（图12-a）。投产初期日产油量42.0 t，目前日产油量为24.3 t，含水率为74.0%，累计产油量9695.9 t。

对实施效果稍差的井进行分析，如5030井，投产初期日产油量12.8 t，目前日产油量为15.5 t，含水率为75.0%，累计产油量3 458.9 t。属于概念地质模型1和2的叠合类型，剩余油聚集区域应该在构造高点252井偏西区域和单斜构造次高点4960井附近（图12-b）。

图12 过剩余油挖潜实施井油藏剖面

4 结论和建议

1）大型水驱油藏物理模型，虽然在揭示剩余油分布规律及控制机理有较大的进步，但模型在油藏特性模拟上的局限性，以及很难在时间维度上保持和原型模型的最大相似性。其研究结论很难推广到所有的底水油藏，指导意义有限。

2）数值模拟研究结果表明，背斜高点及单斜次高点区域，与适宜的油层厚度和较大的底水厚度相配合，可进一步促使油水相在重力分异作用下完成油滴向高部位、厚油层中上部区域聚集。开发中多井干扰，在采油井底水锥进的同时，会提供油滴上升的动力，进一步促使厚油层中下部油滴向上部聚集。

3）J13油藏边部区域的挖潜实践表明，边部区域剩余油聚集并非偶然现象，也不是地质和开发因素中的个别因子的小概率组合促成的，在该类油藏中剩余油聚集具备普遍性。

4）本文提出假说针对的油藏类型是非注采底水型厚油藏，其剩余油聚集规律是在已有厚油层剩余油分布规律研究基础上的创新和升华，虽与现场挖潜实践完美契合，但理论体系还有待进一步完善，如，在物理实验模型制作上有所突破，将物理模拟和数值模拟相结合等。

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Formation of Residual Oil Accumulation in Tectonically Thick Bottom Water Reservoirs and Its Potential Exploration Practice

1,1,1,2,1,3

(1. Exploration and Development Research Institute of PetroChina Tuha Oilfield Company, Hami Xinjiang 839000,China; 2. Department of Petroleum Engineering, Shengli college, China University of Petroleum, Dongying Shandong 257061,China;3. MMG Project of CNPC International Kazakh Region Company, Aktau 007729,Kazakhstan)

At present, the research of remaining oil in thick reservoir is mainly focused on the distribution law of injection production condition, and the corresponding research results under pure natural energy production mode of bottom water type thick reservoir are lack. Based on the comparison of recent physical simulation experiment progress, especially the development of water flooding physical modeling experiment of large reservoir model, it is considered that the current experimental methods are still difficult to simulate the special reservoir characteristics of thick bottom water reservoirs, especially the hydrodynamic law of bottom water in long-term dimensions. Combined with the study of geological and development influencing factors such as structure, physical property and fluid, a typical geological conceptual model was established. Reservoir numerical simulation technology was used to study the influence of bottom water hydrodynamic variation on the formation of residual oil accumulation. The results showed that,the anticline high point and monocline sub high point area, combined with the appropriate oil layer thickness and large bottom water thickness, could further promote the oil-water phase to complete the accumulation of oil droplets to the high part and the middle and upper part of thick oil layer under the action of gravity differentiation. Based on the theory of remaining oil accumulation in thick bottom water reservoir, the practice of remaining oil tapping since 2019 has proved that the initial oil production of 11 potential tapping wells was more than 20 t, accounting for 72.7%. At present, 4 wells still maintain high production, and the effect is very ideal.

Bottom water reservoir; Thick reservoir; Remaining oil; Accumulation origin; Tapping potential; Implementation effect

中国石油大学胜利学院引进高层次人才科研启动基金资助项目（项目编号：KQ2019-005）。

2020-11-09

邵明记（1975-），男，高级工程师，硕士，山东省滨州人，1998年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，研究方向：油气田开发技术工作。

王厉强（1974-），男，副教授，博士，研究方向：油气田开发。

TE341

A

1004-0935（2020）12-1563-05