鄒易，韓薛云

（西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安710065）

富18斷塊剩余油挖潛研究

鄒易，韓薛云

（西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安710065）

結(jié)合實際情況，針對目標(biāo)單元建立儲層地質(zhì)模型，用流動單元劃分理論研究儲層靜態(tài)單元的劃分，同時結(jié)合井網(wǎng)形式，在儲層動靜態(tài)資料基礎(chǔ)上，建立目標(biāo)油藏井網(wǎng)注采控制能力評價方法，利用統(tǒng)計學(xué)方法，開展控制能力定量評價方法，總結(jié)出注采井網(wǎng)儲層控制能力的好壞，從而判斷是否繼續(xù)進(jìn)行剩余油挖潛研究。

動靜態(tài)；剩余油；挖潛研究

1 研究現(xiàn)狀

我國及世界上的各個國家的老油田都已進(jìn)入特高含水階段，水淹情況十分復(fù)雜，剩余油分布難以預(yù)測。從多個角度、動靜態(tài)結(jié)合分析油藏特高含水期剩余油控制因素，揭示剩余油富集規(guī)律，預(yù)測剩余油相對富集區(qū)域，為下一步調(diào)整挖潛提供科學(xué)依據(jù)[1]。

目前國內(nèi)外剩余油挖潛技術(shù)包括局部井網(wǎng)加密調(diào)整技術(shù)；層系井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)；水動力學(xué)方法；差油層挖潛技術(shù)；深抽、堵水、調(diào)剖、套補(bǔ)等采油工藝技術(shù)，以便形成與剩余油分布特點相適應(yīng)的挖潛工藝技術(shù)系列；側(cè)鉆、水平井挖潛技術(shù)。

在國內(nèi)，我國注水開發(fā)油田大多經(jīng)歷了幾十年的開發(fā)與調(diào)整，絕大部分油田已進(jìn)入高含水期、高采收程度的開發(fā)后期[2]，地下水淹情況十分嚴(yán)重、剩余油研究十分復(fù)雜，建立完善的三維油藏地質(zhì)模型，從而對井網(wǎng)進(jìn)行控制與調(diào)整還存在許多困難；在國外，對于油田高含水期開采研究也比較少。

2 儲層地質(zhì)建模

2.1 模擬區(qū)選擇

根據(jù)富18斷塊井位分布情況，為保證工作效率，模型不宜過大，為此根據(jù)研究區(qū)井網(wǎng)分布情況，進(jìn)行模擬區(qū)選擇。從而可知，模擬區(qū)的選擇基本上涵蓋主要生產(chǎn)井區(qū)，可見模擬區(qū)在保證模型大小情況下選擇較合理。

2.2 滲透率模型

利用測井解釋成果建立各小層滲透率模型，具體（見圖1，圖2）。

圖1 E2s1-E2d1滲透率模型

圖2 E2s1滲透率模型

3 油藏數(shù)值模擬

3.1 開發(fā)動態(tài)模型

富18斷塊自1985年7月第一口井投入開發(fā)，截止到2011年12月，共計78口油水井投入開發(fā)，同時結(jié)合現(xiàn)場動態(tài)數(shù)據(jù)特點，在進(jìn)行動態(tài)模型建立時，將整個開發(fā)歷程按照1個月一個點建立動態(tài)模型。

3.2 地層壓力和地層溫度

統(tǒng)計謝家河斷塊三套含油層系8口井層試油時實測地層壓力資料，其直線方程為：Pi=0.01H-0.555 59（MPa）；相關(guān)系數(shù)0.991。

油層平均中部深度2 424.8 m，平均地層壓力23.695 MPa，壓力梯度0.977，說明三套層系原始地層壓力系統(tǒng)為正常壓力系統(tǒng)，無異常壓力現(xiàn)象。

富民斷塊F7井長期關(guān)井后測連續(xù)井溫，50 m~ 3 000 m地溫梯度為2.65℃/100 m，顯然比謝家河斷塊區(qū)地溫梯度小。

3.3 流體模型

從Es1到Ed1，原油性質(zhì)變化不大，有向下變差趨勢，地面原油密度黏度逐漸變大，200℃與300℃餾分逐漸變小。

地層原油黏度以E2d2層系最高為9.49 mPa·s，E2d1層系其次為9.22 mPa·s，E2s1層系最小為5.18 mPa·s。地面原油密度在0.817 6 g/cm3～0.828 6 g/cm3，凝固點在34℃～37.7℃，含硫0.73%～0.77%?？傮w表現(xiàn)為原油性質(zhì)較好、原油黏度低、密度輕的特點。

富18斷塊地面原油高含蠟、低含硫、中等凝固點，地面原油黏度7.09 mPa·s～10.33 mPa·s，地面原油密度0.829 9 g/cm3～0.831 6 g/cm3。據(jù)高壓物性資料，從E2s1～E2d1，飽和壓力3.01 MPa～9.08 MPa，原始油氣比29 m3/m3～78.1 m3/m3，地下原油黏度2.11 mPa·s～1.25 mPa·s，地下原油密度0.724 g/cm3～0.76 g/cm3。地層水水型Na2SO4，平均氯離子含量14 883 mg/L～16 406 mg/L，平均總礦化度26 910 mg/L～30 073 mg/L。

表1 潛力區(qū)注采單元控制情況分析表

表2 不同飽和度下靜態(tài)注采井網(wǎng)控制潛力

4 剩余油富集類型及綜合治理

E2s1動態(tài)流動單元：E2s1砂層組目前油水井實際射孔形成的小層注入水控制共有E2s15-8、E2s15-9、E2s15-10三個小層，其他小層不存在注入水控制，完全處于邊水控制狀態(tài)。

根據(jù)各小層潛力區(qū)位置，目前注采單元覆蓋情況分析（見表1），從表1可以看出對于目前潛力區(qū)注采單元沒有控制的，可通過在目前井網(wǎng)上補(bǔ)孔改層實現(xiàn)潛力區(qū)動用。

根據(jù)目前油水井各小層鉆遇情況，建立靜態(tài)井網(wǎng)注采控制潛力分析，結(jié)果（見表2），該表主要用于補(bǔ)孔完善井網(wǎng)潛力評價。

5 結(jié)論

（1）儲層滲透率非均質(zhì)性是影響剩余油分布的重要因素之一。

（2）非均質(zhì)性越強(qiáng)，見水時間越早，含水上升速度越快，最終采收率越低。平面非均質(zhì)性越強(qiáng)，剩余油越豐富。剩余油主要富集在低滲帶，有較大的挖潛余地?？v向非均質(zhì)性越強(qiáng)，底水錐進(jìn)越快，開采效果越差，后期有較大的挖潛余地。

（3）各向異性越大，開采效果越差，高部位動用越不充分，高部位后期有較大的挖潛余地。

［1］趙紅兵，徐玲.特高含水期油藏剩余油分布影響因素研究［J］.石油天然氣學(xué)報（江漢石油學(xué)院學(xué)報），2006，28（2）：110－113.

［2］李東玻.國外高含水油田特高含水期主要技術(shù)措施及啟示［J］.當(dāng)代石油石化，2013，21（10）：13－15.

Fu 18 block tapping remaining oil research

ZOU Yi，HAN Xueyun
（College of Petroleum Engineering，Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China）

Combined with the actual situation,the targeted unit reservoir geological model is established.With the theory of division of flow units study of reservoir static unit division, combination of well pattern forms at the same time.On the basis of dynamic and static data of reservoir,to establish the target reservoir pattern flood control ability evaluation method. Using statistical methods,quantitative evaluation method to carry out the control ability, summed up the injection-production well spacing of reservoir control ability is good or bad, to determine whether to continue the remaining oil potential in research.

dynamic and static；remaining oil；study on potential

TE327

A

1673-5285（2017）02-0040-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.02.009

2016－12-28

國家十三五重大科技專項“鄂爾多斯盆地大型低滲透巖性地層油氣藏開發(fā)示范工程”低滲透致密砂巖氣藏壓裂裂縫及參數(shù)優(yōu)化。