蘇 明，吳小斌，王立寧，任江龍，楊 武

(1.延安大學石油工程與環(huán)境工程學院，陜西延安 716000；2.西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川成都 610500；3.長慶油田公司工程造價管理部，陜西西安 710021 )

胡尖山A21井區(qū)長2油藏是在單斜背景上發(fā)育東西向低幅度排狀鼻狀隆起的邊底水發(fā)育的巖性油藏，為低孔低滲、儲層相對均質(zhì)的巖性—構造油藏[1]。從2002年正式投入開發(fā)以來，已進入中、高含水采油階段。區(qū)塊內(nèi)局部邊底水活躍，含水上升快，控制難度大，油田整體上對剩余油的認識不明確，后期穩(wěn)產(chǎn)難度較大[2]。針對以上問題，調(diào)研發(fā)現(xiàn)，在此之前的研究都是以靜態(tài)資料為基礎解決上述問題，并不能準確地預測未來長時間內(nèi)的開采變化情況，從而不能做出合理、準確、科學的應對措施。本文則綜合考慮動、靜態(tài)資料，研究流動單元、沉積相帶、水驅(qū)及多因素共同作用對剩余油分布規(guī)律的影響，發(fā)現(xiàn)剩余油富集在軸向高部位，其分布主要受多重因素復合控制。

1 剩余油分布規(guī)律

1.1 剩余油潛力分析

A21井區(qū)長2油藏經(jīng)過十多年的注水開發(fā)，地下油水關系復雜，剩余油平面上分布較為分散，宏觀上這與該油藏原始地質(zhì)儲量及可采儲量有直接關系。

長2油藏在縱向上主要分布有長211、長212、長213-1、長213-2等4個單砂體。利用容積法[3]與數(shù)值模擬兩種方法計算出該油藏的地質(zhì)儲量為973.99×104t，各個對應的地質(zhì)儲量分布如圖1所示。

圖1 A21井區(qū)長2油層單砂層地質(zhì)儲量百分比餅狀圖Fig.1 Percentage map of geological reserves of sand layers in Chang-2 reservoir, HU A21

通過油藏工程水驅(qū)特征曲線法計算可采儲量，對A21歷年來的累計產(chǎn)油及累計產(chǎn)水量進行統(tǒng)計，然后選用不同時間段的時間來計算，從2004年開始線性回歸，可得最大產(chǎn)水量為3606×104t，最大可采儲量為353×104t，各小層對應的可采儲量如圖2所示。

利用單砂層儲量數(shù)據(jù)及單層累產(chǎn)劈產(chǎn)數(shù)據(jù)[4-5]可計算長2油藏各單砂層的采出程度，也可預測已動用油層的剩余可采儲量(圖2)。統(tǒng)計結果表明：長211的剩余可采儲量占該層總可采儲量的25.96%，長212剩余可采儲量占該層總可采儲量的59.84%，長213-1剩余可采儲量占該層總可采儲量的42.76%，長213-2還未動用；但長2油藏平均剩余可采儲量占總可采儲量的52.93%，剩余油儲量大，仍有繼續(xù)二次開采的必要性。

圖2 A21長2油藏單砂層潛力評價(98%含水時，32%采收率)Fig.2 Histogram of geological reserves of sand layers in Chang-2 reservoir, HU A21

1.2 剩余油分布數(shù)值模擬研究

為了進一步深入研究A21目標區(qū)地下剩余油分布，了解油藏當前的開采狀況，明確今后開發(fā)調(diào)整的方向，在油藏精細描述的基礎上，建立了A21區(qū)長2油藏儲層三維地質(zhì)模型，并進行了油藏數(shù)值模擬研究。

1.2.1 儲層三維地質(zhì)建模

此次地質(zhì)建模由Schluberger的Petrel軟件完成，對研究區(qū)內(nèi)83口井的原始地質(zhì)資料進行了統(tǒng)計分析，包括坐標、分層、構造、砂體、測井數(shù)據(jù)及解釋結論等，在基礎地質(zhì)研究的基礎上，開展儲層地質(zhì)建模。平面網(wǎng)格步長設置為20 m×20 m，垂向網(wǎng)格1 m，網(wǎng)格數(shù)14320716個。

依據(jù)變差函數(shù)分析成果，在petrel軟件中采用序貫高斯的隨機模擬算法[6-7]，以夾層模型為基礎，通過分相帶的數(shù)據(jù)分析、變差函數(shù)求取，建立相控孔隙度模型；再在孔隙度模型的基礎上，以夾層和孔隙度模型為基礎，通過分相帶的數(shù)據(jù)分析、變差函數(shù)求取，協(xié)同孔隙度模型采用序貫高斯模擬方法建立相控滲透率模型；飽和度模型采用序貫高斯模擬。

1.2.2 數(shù)值模擬研究

A21區(qū)的注水開發(fā)，到目前為止，開發(fā)過程中地層壓力保持在泡點壓力以上，因此利用ECLIPSE軟件采用三維兩相黑油模型進行數(shù)值模型研究[8]。模型平面網(wǎng)格步長50 m×50 m，縱向平均網(wǎng)格步長1.6 m，總網(wǎng)格數(shù)約87.3×104(142×143×43)。

目標工區(qū)縱向上分長211、長212、長213-1、長213-2共4個層組；根據(jù)氣藏工程研究，平面上分為西部、東部、中部、西南部4個油藏分區(qū)，通過數(shù)值歷史擬合，得到目前情況下各層組及各油藏分區(qū)的剩余油分布。統(tǒng)計分析表明，各單砂層之間剩余油差別較大，剩余可采儲量比重較大的有長213-1和長212兩個單砂層。分析其原因，主要有兩類情況：一類原始地質(zhì)儲量大，采出程度較高，但剩余油儲量也相對較大；另外一類原始地質(zhì)儲量中等，采出程度較低，相對剩余油的量也較多。因此，本文主要分析長213-1和長212兩個單砂層，目前情況下各層組及各油藏分區(qū)的剩余油分布情況如下：

(1)長212層組。

長212累積產(chǎn)油48.9×104t，地層注采比為1.03；長212西部油水分布變化較大，東部與西南部油水分布基本不變；長212大致可劃分出6個剩余油富集區(qū)(圖3、圖4)。

(2)長213-1層組。

長213-1累積產(chǎn)油164.5×104t，數(shù)模中將長213-1細分為4個小層組，且每個小層在西部、西南部、中部、東部4個油藏分區(qū)可各劃分出一個剩余油富集區(qū)，如圖5所示。

圖3 長212初始油水分布Fig.3 Initial oil-water distribution of Chang-212 reservoir

圖4 長212目前油水分布Fig.4 Oil-water distribution of Chang-212 reservoir at present

圖5 213-1目前油水分布Fig.5 Oil-water distribution of Chang-213-1 reservoir at present

由各層組剩余油分布可知原始含油飽和度與剩余油飽和度的關系：剩余油飽和度與原始含油飽和度分布擬合較好，表明二者存在一定的對應關系；目前剩余油飽和度高值的分布區(qū)間也同時是原始含油飽和度高值的分布區(qū)間。

2 剩余油分布規(guī)律的影響因素分析

本文結合目標區(qū)塊的儲層特征和生產(chǎn)動態(tài)特征，通過分析對比地質(zhì)特征對剩余油形成和分布的影響，解釋儲層地質(zhì)特征與剩余油分布之間的關系[9]。

2.1 沉積相帶對剩余油分布的控制

沉積微相是控制油水平面運動的主要因素，也是控制剩余油平面分布的主要因素[10]。結合區(qū)域沉積背景，通過對研究區(qū)錄井、巖芯描述資料的綜合分析，根據(jù)砂體的展布特點、沉積特征及電測曲線的特點，認為長21研究區(qū)為三角洲平原沉積期，并識別出水下分流河道、天然堤、決口扇、沼澤、河漫灘等微相，其中分流河道和天然堤是主要的儲集層。

圖6 沉積相帶與剩余油分布關系Fig.6 Relationship between sedimentary facies and remaining oil distribution

通過分析數(shù)值模擬得到的含油飽和度情況可以發(fā)現(xiàn)，剩余油富集區(qū)與識別出的分流河道、天然堤和河道側翼相分布一致(圖6)，因此可判定分流河道、天然堤和河道側翼微相帶是控制剩余油飽和度的重要因素。

2.2 微幅度構造對剩余油分布的控制

為了研究各砂層局部構造變化對開發(fā)中后期剩余油分布規(guī)律的影響，進行了砂頂微構造研究，編制了砂頂微構造圖。砂頂微構造圖是指在油田總的構造背景上，砂頂本身的細微起伏變化，其包括構造形變及沉積、壓實變形等因素。

研究表明，A21油區(qū)長21各小層頂面構造在平緩的西傾單斜背景上發(fā)育大量東西向或近東西向的低幅度排狀鼻狀隆起構造帶(圖7)，同時還發(fā)育一些低幅度、延伸略短的東西向鼻狀構造。這些鼻狀構造帶總體近于平行，形成了區(qū)域西傾單斜背景，鼻狀隆起呈東西向展布的構造格局，對油氣成藏有重要的控制作用，長21各個小層構造在縱向上具有較好的繼承性。

通過數(shù)值模擬得到的剩余油含油飽和度分布圖(圖8)可以看出，主力層剩余油主要分布在中部、西部構造較高部位，連片性富集在井間部位，局部井點富集，底水錐進不明顯。西南部構造較低，局部存在邊水推進現(xiàn)象，剩余油富集在軸向高部位。

圖7 長212頂面構造分布Fig.7 Top surface structural map of Chang-212 reservoir

圖8 微幅度構造與剩余油分布關系Fig.8 Relationship between micro-amplitude structure and remaining oil distribution

2.3 細分流動單元研究水驅(qū)驅(qū)油規(guī)律

流動單元是具有相似滲流特征的儲集單元，不同的單元具有不同的滲流特征，單元間界面為儲集體內(nèi)分隔若干連通體的滲流屏障界面以及連通體內(nèi)部的滲流差異“界面”。目前用于儲層質(zhì)量分類評價的方法有很多，大多是利用統(tǒng)計學方法，如聚類分析、判別分析、因子分析、對應分析及各種方法的綜合[11]。

本區(qū)儲層的儲集性能與滲流性能受多方面因素影響，其中儲層厚度、孔隙度是表征儲集性能的最優(yōu)參數(shù)，而滲透率是表征滲流性能的最優(yōu)參數(shù)。從砂體厚度、孔隙度、滲透率、變異系數(shù)、泥質(zhì)含量等參數(shù)中優(yōu)選有效厚度、孔隙度和滲透率等8個參數(shù)進行流動單元劃分，最終利用模糊C聚類進行數(shù)學聚類[12-13]，建立了單砂層流動單元的分類標準(表1)，將該區(qū)分為4類流動單元(圖9)。

圖9 長2流動單元分布Fig.9 Flow unit distribution of Chang-2 reservoir

Ⅰ類流動單元，占總體的26%，主要分布在A21井區(qū)的中部，同時也是油層厚度最大、含油飽和度最高、物性最好的部位，在構造中位于軸向高部位；Ⅱ類流動單元，占總體的12%，主要分布在A21井區(qū)的東部，是開發(fā)生產(chǎn)中的主力單元；Ⅲ類流動單元，占總體的34%，主要分布在A21井區(qū)的西部及西南部，在生產(chǎn)上是目前開發(fā)生產(chǎn)的次主力單元；Ⅳ類流動單元，占總體的28%，主要分布在A21井區(qū)的西南部及長2油藏的邊部，同時也是油層厚度最小、泥質(zhì)含量最高、含水飽和度最高，物性相對最差的部位，在構造中位于較低部位。

表1 A21長2油藏4類流動單元參數(shù)Table 1 Parameters of four types of flow units in Chang-2 reservoir, Hu A21

目前針對長2油藏采取反九點井網(wǎng)注水開發(fā)，通過對注采井組的見水見效分析，發(fā)現(xiàn)生產(chǎn)穩(wěn)定、見效特征明顯，不同類別的流動單元其注水見效規(guī)律不同，主要可歸納為兩種規(guī)律，如中部井區(qū)主要屬于Ⅰ類流動單元，注水見效周期短、穩(wěn)產(chǎn)時間長、水驅(qū)效果好，因此該區(qū)剩余油飽和度較低；西部井區(qū)主要屬于Ⅲ類流動單元，穩(wěn)產(chǎn)期短，故該區(qū)為剩余油飽和度較高的分布區(qū)。

2.4 水驅(qū)對剩余油分布的控制

使用不同顏色表示不同的含油飽和度，繪制出水驅(qū)后油藏含油飽和度分布圖，發(fā)現(xiàn)水驅(qū)沿著分流河道主體方向呈線狀斷續(xù)分布，垂向上水驅(qū)較均勻；剩余油分布較廣且含油飽和度較高區(qū)主要分布在油井之間[14]。而邊水水侵明顯，油藏邊部剩余油飽和度低，如圖10所示。

圖10 剩余油分布Fig.10 Map of remaining oil distribution

2.5 多因素耦合協(xié)同控油

2.5.1 微幅構造與沉積相帶共同作用

A21區(qū)發(fā)育的大量的微型鼻狀隆起對油氣成藏有重要控制作用[15]。鼻狀隆起構造在區(qū)域內(nèi)形成局部構造高點，由于油區(qū)內(nèi)長21廣布三角洲平原相分流河道沉積，同時還分布有天然堤微相沉積，這些隆起構造與呈條帶狀展布的河道及天然堤沉積砂體相配合，為油區(qū)內(nèi)油氣的聚集創(chuàng)造了有利的圈閉條件，形成了剩余油較高區(qū)。

2.5.2 沉積相帶及流動單元共同作用

通過對位于西部井區(qū)的HU42-02井組剩余油分析發(fā)現(xiàn)，該井組位于Ⅲ類流動單元，穩(wěn)產(chǎn)期短，為剩余油飽和度較高區(qū)，且該井組所處儲層識別為分流河道、天然堤、分流河道側翼微相帶，是剩余油豐度較高區(qū)，可以分析出Ⅲ類流動單元和分流河道、天然堤、分流河道側翼微相帶對剩余油分布共同作用(圖11)。

3 結論

圖11 沉積相帶及流動單元對剩余油分布共同作用Fig.11 Combined action of sedimentary facies zone and flow units on remaining oil distribution

(1)本文結合動、靜態(tài)資料，通過油藏精細描述、數(shù)值模擬技術、油藏動態(tài)分析等方法，對胡尖山A21井區(qū)剩余油分布規(guī)律及油層潛力評價進行了研究，發(fā)現(xiàn)各單砂層之間剩余油差別較大，剩余可采儲量比重較大的有長213-1和長212兩個單砂層。分析其原因，主要有兩類情況：一類為原始地質(zhì)儲量大，采出程度較高，但剩余油儲量也相對較大；另外一類為原始地質(zhì)儲量中等，采出程度較低，相對剩余油的量也較多。

(2)通過分析剩余油的影響因素可知，剩余油的分布主要受復合控制。由于油區(qū)內(nèi)長21廣布三角洲平原相分流河道沉積，同時還分布有天然堤微相沉積，這些隆起構造與呈條帶狀展布的河道及天然堤沉積砂體相配合，為油區(qū)內(nèi)油氣的聚集創(chuàng)造了有利的圈閉條件；同時，位于Ⅲ類流動單元，油井穩(wěn)產(chǎn)期短，水驅(qū)使剩余油分布較廣，且含油飽和度較高區(qū)主要分布在油井之間。