唐114区长6油藏剩余油主控因素与分布模式

杨海龙，张新春，杨兴利，陈玉宝

(1.延长油田股份有限公司宝塔采油厂，陕西延安 716005；2.延长油田股份有限公司，陕西延安 716000)

国内低渗油藏剩余油主控因素研究开展很多，但是针对鄂尔多斯盆地超低渗透油藏的研究还不充分，现有的研究不足以支撑本区域油藏的高效开发。本文通过项目的开展，分析了唐114区域剩余油类型、成因，量化了剩余油的分布，为后续东部长6油层注水开发综合治理、实现老区稳油控水、提高区域水驱最终采收率提供了示范。

1 研究区开发现状

延长油田甘谷驿采油厂唐114井区自2006年投入开发以来，探明含油面积22.43 km2，主要开采层位为长6油层。油藏储层属中孔低渗储层类型，主力小层储层物性的各向异性较弱，且层间、层内储层非均质性较弱，适合于合层注水开发[1]。按地质差异与开发效果划分，唐114井区分为3个区块，分别是：唐114井区整体早期注水区(7.77 km2)、唐157注水开发科学示范区(6.94 km2)和唐60井区整体早期注水开发试验区(7.72 km2)。唐114区块于2008年采取整体早期注水开发，其中唐60和唐157区块于2009年6月进行整体开发。

截至2017年12月，井区内共有油井472口、注水井183口，累计采油29.56×104t，采出程度为3.3%，综合含水率为68.38%。地质储量采出程度与可采储量采出程度的巨大差异，表明研究区的剩余油挖潜潜力巨大。

2 剩余储量的分布特征

2.1 剩余储量的计算方法

本文对剩余储量的研究主要采用物质平衡法。单井控制地质储量采用容积法计算[2-3]：

Ni=100×Ai×hi×Фi×Soi×ρoi/Boi

(1)

式中Ni——单井控制地质储量，104t；

Ai——单井控制含油面积，km2；

hi——单井平均有效厚度，m；

Фi——单井平均有效孔隙度，小数；

Soi——单井油层含油饱和度，小数；

ρoi——地面原油密度，g/cm3；

Boi——地层原油体积系数，无量纲。

当油藏开发一段时间后，单井采出油量为Npi，而单井地下剩余的储量为Nri：

Nri=Ni-Npi

(2)

2.2 计算参数的确定

2.2.1 单井控制面积的确定

单井控制面积为单井至各邻井距离的1/2范围内的面积，各井所能控制的面积大小随井距而异[4-5]。

经统计，研究区长6油层沉积单元圈定结果为：单井控制含油面积在0.01～0.1 km2，平均单井控制面积取0.03 km2。

2.2.2 其他计算参数的确定

根据储层地质研究成果，参与计算的有效厚度、有效孔隙度、含油饱和度、地面原油密度和体积系数均采用已有研究确定的各单井测井数据值及实验分析值(表1)。

表1 研究区储量计算参数统计表

2.3 油井单井分层采出量

甘谷驿油田唐114区长6油藏主要采用多层合采的开采方式。为了准确研究各小层的剩余油情况，单井产量在层位上的劈分至关重要。不同学者有不同的方法[6-7]。本文主要根据储层特征与生产情况对油井多层合采井产量进行劈分。具体劈分方式如下：

(1)测试产液剖面井：此类井共22口，其累产量的劈分依据产液剖面测试结果，将累产劈分到各自小层。

(2)未测试产液剖面井：此类井情况较多，其很多射孔段不是同时打开，或者只是一部分打开。这部分井可按照打开时间段计算各打开层的累产油量；对于同时打开生产的时间里的产量，依据历年周围注水井吸水剖面测试结论结合注采连通分析计算的动态连通系数，将注水量劈分到油井。据统计，唐114区块长6油藏历年测试过吸水剖面的水井共162口之多，超过90%的水井有测试资料，因此，此法较为适合本区域。

2.4 剩余储量的计算结果

根据统计的452口单井截至目前的累计采油量，劈分得到单井单层累产油量，同时，结合已有研究的单井油层参数及地质储量，用单井单层原始地质储量减去对应小层的累计采出油量，即得出单井对应层位的剩余油地质储量。

通过对各小层的剩余地质储量的详细计算统计，最终确定出甘谷驿油田唐114区长6油藏的剩余油情况(此次统计数据截至2017年12月)，其结果见表2：

表2 甘谷驿油区长6油藏剩余储量结果统计表

统计结果表明：剩余地质储量在100×104t以上的小层有长61-2、长61-3、长62-3，这3个小层剩余储量依次减少，目前区块内主要的剩余油仍然分布于这几个小层内；剩余地质储量在(50～100)×104t的小层有长61-1和长62-2；其次剩余储量较多的小层为长62-1和长63-1；而其他小层储量很少且分布零散。

3 剩余油分布的控制因素

研究区剩余油富集区主要集中于注采井网不完善及局部井网不完善区、个别扩边区油层多叠合区和低采出程度区。根据剩余油的形成机制，从横向、纵向和裂缝3个方面考虑，将研究区剩余油的主控因素归纳如下。

3.1 横向主控因素

3.1.1 沉积相控制

研究区长6储层整体属于河流相三角洲前缘、平原相沉积，从下至上多期河道叠合，储层非均质性较强[8-9]。河道中部砂体厚，储层物性好，水驱较充分，剩余油饱和度较低；河道边部属泥质粉砂，砂体薄，储层物性差，水淹程度低，造成剩余油富集区。

长61-1沉积相与剩余油面积叠合图(图2)显示，在河道中部，砂地比大于0.6的储层物相相对较好，水驱充分，剩余油分布较少；而在分流河道侧翼的砂体中，储层物性相对河道中部差，水驱效果差，多形成剩余油滞留区。

图1 单井控面积确定示意图

3.1.2 井网控制

井网不规则，注采系统不完善，造成注水井偏少，水驱见效面积成小块状不连片[10-11]。还有油水井注采不对应，如油水井不在同一个小层注采的(如注水井在长61注水井组内的个别油井在长62生产，这类问题相对较少)，或油水井在同一个小层注采但不在一个小油层上，即注采不连通(如注水井在长61-1注水，而采油井在长61-2或长61-3开采的，这种情况所占比较大)。因无注无采、有注无采和有采无注而造成的剩余油占唐114井区剩余油储量的80%左右。

3.2 纵向主控因素

3.2.1 沉积韵律控制

韵律在一定程度上控制着层内剩余油的分布。经过长期注水冲刷和重力分异作用，韵律对剩余油控制的影响越来越大。以研究区多口井吸水剖面测试为例(图4)，正韵律储层水线沿油层底部向上推进，油层下部水淹严重；油层上部波及体积小，含油饱和度较高，剩余油富集。甘谷驿油田唐114区长6油层正韵律层多分布于远砂坝到分流河道的微相中。

图3 注采系统不完善造成的剩余油区

图4 纵向韵律影响水驱油效果

3.2.2 构造控制

构造也是影响研究区剩余油分布的重要因素之一。研究区构造高部位或具有鼻状隆起的部位剩余油富集，主要是因为随着开发的深入，水线会沿着构造线逐步缩小，油井下部含水饱和度高，上部含水饱和度低，较难动用。

从长63-1顶面构造图与剩余油叠合图(图5)上来看，在1295-5井区附近，长63-1地层凸起，形成一个大的鼻状构造；在重力的影响下，油处于水的上部，随着开发的不断进行，水线上升，大量剩余油富集于鼻状构造顶部。

图5 研究区长63-1顶面构造与剩余油叠合图

3.2.3 非均质性控制

隔夹层对流体渗流起遮挡作用，受隔夹层控制的储层上部注入水往往波及不到。对于隔夹层控制的剩余油，动用难度较大，必须通过针对性的钻井或者射孔才能得到有效动用。唐114区砂层间、层内均表现出较强的非均质性，在一定程度上影响着剩余油的分布。

如图6所示，油层间存在不同厚度的隔夹层，在射孔油层段，随着生产的不断进行，剩余油逐渐减少；而在与之相连的油层段，由于夹层的存在，两油层间相互分离，无法有效连通，导致生产油层以外的油层剩余油富集。

图6 研究区油藏剖面图

3.3 裂缝主控因素

甘谷驿油田长6露头裂缝较为发育，裂缝方位主要有近东西向、近南北向、北西向和北东向。裂缝方位较为稳定，以近东西向为主，绝大部分为水平裂缝[12]。在注水过程中，若压力过高，容易引起隐性裂缝的开启，导致油井过早水淹，注水波及效果变差，这样会对剩余油的形成起到一定影响。

基质孔隙中基本无水驱油现象，大量的油残留在孔隙介质中。注入水快速沿裂缝上升，水驱油见效快，而在裂缝垂向上，水几乎波及不到，形成残余油区。

研究区长6油藏微细裂缝较为发育，且裂缝周围发育细小孔隙，裂缝和孔隙对驱油效果共同起作用，构成该油藏的主要驱油方式。

4 剩余油的分布模式

4.1 横向分布模式

从横向上来看，研究区剩余油的分布主要呈狭长带状、朵状及片状(图8)。

图7 裂缝驱油残余油示意图

图8 研究区长61-1剩余油平面分布图

狭长带状主要是受沉积相及注采井网控制而形成的，在河道中心带部位，储层物性好，砂体连片性好，沿河道方向。虽然经过多年开采，剩余油规模仍然较大。

朵状剩余油的形成多受注采井网控制，当井网密度较小时，水驱油不充分则形成此类剩余油。

片状剩余油普遍分布在油藏边部、井网控制不住的区域。此类剩余油受注采井网、井况控制。

综合分析各个小层的剩余油平面分布情况，可以看出其有以下几种特征：

(1)注水井附近剩余油低于注水井远端剩余油。如图9所示，通过研究沉积相和井间连通关系，认为水井注水时，对顺物源方向的井影响较大，而对垂直于物源方向的井几乎不影响，导致其剩余油富集。

图9 研究区剩余油分布示意图

(2)剩余油多富集在有效厚度小或砂体尖灭部位，并多呈零散分布。

(3)岩性、物性变化大，含油面积边界，井网未控制区域，多剩余油富集。

(4)在平面上，受沉积河道控制，剩余油的分布多呈条带状、孤岛状。如图10所示，受沉积相影响，储层岩性、物性变化较大，注入水主要沿物源方向渗透性较好的砂岩河道渗流，导致河道间剩余油残留，从而形成具有和河道相似的条带状的剩余油富集区。

图10 研究区剩余油分布示意图

4.2 纵向分布模式

4.2.1 屋顶型剩余油

研究区隔夹层较为发育，在隔夹层发育的油层顶部，由于没有波及水线而使原油富集，此类区域所富集的原油即称为屋顶油。屋顶油在研究区多见，且分布不能连片，较难挖潜。

4.2.2 阁楼型剩余油

阁楼型剩余油是由于在正韵律油藏局部构造高点导致水线波及不到而无法直接采出的剩余油。唐114井区储层以正韵律为主，根据上文所述，在正韵律储层的顶部，剩余油富集；在河道砂体物性差的边部，水驱效果差，剩余油富集；研究区存在少量沉积反韵律，受重力影响，水驱效果相对较好，剩余油较少。

5 结论

(1)甘谷驿唐114区长6油藏剩余地质储量在100×104t以上的小层有长61-2、长61-3、长62-3，这3个小层的剩余储量依次减少；剩余地质储量在(50～100)×104t的小层有长61-1和长62-2；其次剩余储量较多的小层为长62-1和长63-1；而其他小层储量很少且分布零散。

(2)唐114井区长6油藏剩余油分布受横向、纵向两方面因素控制，横向因素有：沉积相、注采井网；砂体厚度较大的河道剩余油也较多，在砂体尖灭及边缘、井网不完善的区域也有残余剩余油。纵向上的主控因素有：韵律、构造、隔夹层；在正韵律的上部，构造高点处剩余油分布较多。同时剩余油的分布也受裂缝影响。

(3)剩余油在横向上的分布表现为长带状、片状和朵状，在纵向上的分布表现为“屋顶油”和“阁楼油”。