A区长7油藏剩余储量分类评价及有利区优选

2022-02-28吉少文朱陇新葛政廷

石油化工应用 2022年12期

吉少文，吴頔，朱陇新，汪洋，肖飞，葛政廷

（1.中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西榆林 718600；2.陕西众盟石油技术服务有限公司，陕西西安 710021）

A 区长7 油藏位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部，以三角洲前缘亚相水下分流河道微相为主，纵向发育长71、长72两套油层，控制储量2.2×108t。主力含油层系为长72层，平均孔隙度8.3%，平均渗透率0.12 mD。2010 年投产以来，经历了定向井注水开发-水平井注水开发-水平井自然能量开发-多方式补能开发-细切割缝控储量体积压裂五个阶段。A 区长7 油藏已建成采油井755 口，目前油井开井数616 口，综合含水率61.9%，其中定向井开井386 口、水平井开井230 口。地质储量采油速度0.36%、采出程度2.97%。

1 油藏数值模拟研究

在油藏地质和油藏工程研究的基础上，通过建模数模一体化技术模拟油田开发的历史和现状，研究各开发单元生产特征，总结剩余油分布特征[1]。

1.1 三维地质模型的建立

建模范围选取目前主要开发区块，面积310 km2，垂向网格精度0.5 m，平面网格30 m×30 m。利用收回图层进行趋势面约束，建立符合地质认识的三维模型（图1）。建模过程中对隔夹层进行了重点刻画，隔夹层作为渗流屏障，影响地下流体的渗流。通过细分小层，模型内垂向分辨率为0.5 m，刻画薄夹层，选取定向井开发区、定向井与水平井过渡区验证分析模型的可靠性，可以看出模型能很好的反映出储层的隔夹层分布情况。

图1 地质建模范围及各参数模型图

1.2 油藏模拟模型的建立

油藏模拟模型的建立就是将油藏数值化。根据实际情况将A 区块划分为南、北两部分。北部主要为定向井和扩边滚动开发的水平井，南部主要为水平井开发区。北部网格大小：233×256×21=1 252 608 个，有效网格数：982 086 个；南部网格大小：206×267×21=1 155 042个，有效网格数：785 428 个。

1.3 人工裂缝处理

研究区天然裂缝发育[2]，而且油藏体积压裂后，人工裂缝发育规模较大，在数值模拟时，对裂缝窜流区、井间裂缝采用等效渗透率处理，提高模型运算速度，同时保证裂缝宽度等效结果接近油藏实际状态，拟合效果显著提高。

1.4 历史拟合

历史拟合是在油藏静态地质模型和动态开发模型的基础上，通过调整和修正不合理的油藏静态、动态参数，使两者达到匹配统一的过程[3]。在模拟拟合过程中，对相关参数进行了调整。对于近井压降大的生产井，近井区域渗透率调整为原渗透率的3～5 倍，对于裂缝性见水井渗透率赋值100 mD；另外，根据初期含水率高低调整近井网格的相渗端点。

整个区块油井采用定液拟合方法。北部日产油拟合率97.7%，累产水拟合率95%以上。南部由于水平井裂缝分布、注水井方向来源复杂，日产油拟合率92.2%，累产水拟合率90%以上，对拟合结果有一定的影响。

2 剩余油分布规律

特低渗砂岩油藏剩余油分布受沉积微相、储层非均质性、油层微构造多种因素影响[4]。结合历史拟合结果，分析油藏平面、剖面剩余油分布规律，为下步建产有利区优选作出指导。

2.1 剩余油分布

在前期油藏地质研究的基础上，结合数值模拟结果分析，研究区整体上动用程度低，剩余油相对富集，定向井区动用程度高于水平井区。平面上，北部定向井区压力高，采出程度高，剩余油分布于注采井间；南部水平井开发区形成了两个较大的低压区，动用程度低，井间剩余油富集；纵向上，剩余油主要集中在非均质性较强的区域。

结合动态生产数据及测试资料分析认为：定向井区剩余油分布较复杂，主要分布于原水驱方向弱侧，根据注水井转抽后生产纯油推测，井筒附近及井间均有较大剩余油量。水平井注水开发区注水井水驱范围较小，大量剩余油富集于注水井间。自然能量开发区剩余油受改造裂缝影响，压裂缝是渗流的主力通道，缝间剩余油富集。

2.2 剩余油分类评价

在深化油藏地质特征认识和水驱规律研究基础上，结合生产动态、数值模拟，采用定性-定量的方法研究剩余油分布规律，筛选剩余油饱和度、油层有效厚度两个子集参数区间建立剩余油分类标准（表1），进一步对剩余油进行分类评价并制定相应对策（表2）。

表1 剩余油分类标准

表2 剩余油分类评价及对策

综合分析认为，水平井开发区采出程度低，剩余储量丰富，以Ⅰ类剩余油为主，建议整体加密，优先在Ⅰ类储层AP88 东部、X46 北部、AP165 以及北部H213、A68、AP36-35 区开展加密试验，另外建议实施老井加砂吞吐、重复压裂等增产措施。定向井区以Ⅱ类剩余油为主，建议开展注水井压裂转采及无井别补能压裂试验，剩余油富集区也可零星部署加密定向井。

3 建产有利区优选

3.1 扩边储量分级原则

储量分级要素在逻辑关系上要相互独立，分级要能突出油藏储量的经济性和战略性，分级结果要有利于科学有序地开发利用未动用储量，提高区块开发效益[5]。通过有利区油层厚度、孔隙度、含油饱和度、砂体连通性、区块原始气油比等参数建立有利区分类评价标准（表3）。

表3 有利区分类评价标准

3.2 建产有利区优选

在目前水平井控制区外围滚动扩边，全区长722共筛选出12 个建产有利区，面积53.4 km2（表4）。其中，一类有利区2 个，面积10.3 km2，平均油层厚度5.7 m；二类有利区6 个，面积16.5 km2，平均油层厚度5.1 m；三类有利区4 个；主力层长722-2有一类有利区2 个，二类有利区3 个，三类有利区1 个。

表4 建产有利区分类评价结果

A134 区长722-2油层分布稳定（单砂层厚度大于4.0 m），试油产量高（试油6 口井，平均6.7 t/d），邻井开发效果好，可部署水平井6 口，建议向东北方向部署探评井，扩大油藏范围。A75 区长722-1、长722-2油层南部叠合发育，试油产量高（试油10 口井，平均12.1 t/d），预计可部署水平井14 口。