李曉峰

（中國石化中原油田分公司濮東采油廠，河南濮陽 457001）

東濮凹陷胡10塊經(jīng)過多輪次的井別互換、層系調(diào)整后，目前已進入高含水期，剩余油分布日趨復(fù)雜，整體高度分散、局部相對富集，常規(guī)的剩余油潛力認識方法已經(jīng)不能滿足高含水期油藏挖潛的需要[1]，利用油藏數(shù)值模擬技術(shù)可以通過細分模擬層，進行精細油藏歷史擬合，從而實現(xiàn)全方位動態(tài)描述和油藏預(yù)測，是研究剩余油有效的工具和手段[2–3]。

1 概況

胡10塊位于石家集斷層上升盤，為石家集斷層、胡10斷層、胡10東斷層共同夾持的三角形斷塊，內(nèi)部發(fā)育數(shù)條小斷層，主要含油層位為沙河街組三段（S3）下4–下6層，含油面積為1.0 km2，地質(zhì)儲量97.00×104t，標定采收率為48.45%，孔隙度為19%～23%，滲透率為50×10–3～370×10–3μm2，屬中孔中滲復(fù)雜斷塊油藏。

胡10塊先后經(jīng)歷了彈性開發(fā)階段、試注開發(fā)階段、注水開發(fā)調(diào)整階段及綜合治理階段。目前區(qū)塊單井平均日產(chǎn)油1.3 t，綜合含水93.4%，采出程度25.1%，自然遞減15.85%，綜合遞減11.11%，注水井6口，日注水量212 m3，累計注采比0.9。

RMsimple軟件是簡捷油藏管理分析系統(tǒng)的簡稱，基于油田成熟的數(shù)據(jù)庫基礎(chǔ)，綜合應(yīng)用多種資料（包括地質(zhì)、油藏、測試、工藝等成果），數(shù)字化描述油田區(qū)塊的動靜態(tài)特征，從而實現(xiàn)油田區(qū)塊的精細化跟蹤管理，科學(xué)地指導(dǎo)生產(chǎn)[4]。本文應(yīng)用RMsimple軟件研究胡10塊剩余油分布規(guī)律，定量化描述剩余油潛力。

2 剩余油潛力研究

2.1 地質(zhì)模型的建立和網(wǎng)格劃分

在精細地層對比及構(gòu)造解釋的基礎(chǔ)上，利用沉積特征、測井、孔滲等資料建立研究區(qū)地質(zhì)模型。胡10塊油藏縱向上分為3個開發(fā)層系21個流動單元，每一個流動單元就是一個模擬小層。平面上采用正交網(wǎng)格，網(wǎng)格劃分的基本原則是井位在網(wǎng)格的中心，每兩口井之間盡可能保證有2個以上的網(wǎng)格，將斷層處理成封閉邊界斷層。X方向66個網(wǎng)格，Y方向92個網(wǎng)格，網(wǎng)格步長20 m，Z方向（即縱向上）劃分至小層，即21個數(shù)值模擬層，數(shù)值模擬三維模型的總節(jié)點數(shù)為66×92×21，即127 512個網(wǎng)格。

2.2 歷史擬合及精度分析

歷史擬合的過程就是通過調(diào)整模型中井的參數(shù)使模型計算的動態(tài)生產(chǎn)參數(shù)與井的實際生產(chǎn)歷史相吻合，模型能較好地符合地下情況，歷史擬合的目的是完善和驗證油藏模型[5]。首先，對模擬區(qū)域內(nèi)的儲量進行擬合，模型擬合得出的地質(zhì)儲量為97.80×104t，擬合誤差在允許范圍之內(nèi)；之后，對胡10塊油藏單井及全區(qū)進行了產(chǎn)油量、產(chǎn)水量及注水量擬合，擬合程度達88.5%，證明地質(zhì)模型可信度較高，為下一步剩余油分布表征及調(diào)整挖潛奠定了基礎(chǔ)。

2.3 優(yōu)勢滲流通道研究

受儲層非均質(zhì)性的影響，以及多年的注水沖刷改造，中高滲油藏普遍發(fā)育優(yōu)勢滲流通道，造成對應(yīng)油井過早水淹，注水低效循環(huán)[6–7]。例如區(qū)塊內(nèi)H10–4井組，注水后，H12–90井3 d后見水，水線推進速度45.0 m/d，高于開發(fā)初期水線推進速度（4.4 m/d），說明在H10–4井與H12–90之間已形成大孔道，注水短路循環(huán)嚴重。本文借助RMsimple軟件繪制單砂體注采流管圖（圖1），并對高滲條帶進行評分，從而更直觀地識別出胡10塊的高滲條帶共計16條（表1），為下步注采調(diào)整及注水技術(shù)政策提供可靠依據(jù)。

表1 胡10塊各層系高滲條帶統(tǒng)計

圖1為胡10塊S3下63小層的砂體流管圖，H10–4井、H10–19井、H12–90井長期注水；H10–19井注水，H10–22井水淹；H12–90井注水，H7–C17井見效；H10–4井注水，H10–10井、H7–C17井、H12–71井見效；H12–C72井2016年轉(zhuǎn)注下6小層，H10–22井、H7–C17井見效，井網(wǎng)內(nèi)H10–18井2014年已故障關(guān)井。

2.4 剩余油潛力分析

剩余油分布規(guī)律是油藏開發(fā)過程中研究的重要課題[8–11]，是剩余油挖潛的有效保證，只有搞清楚剩余油的分布形式及規(guī)模，才能采取相應(yīng)的挖潛措施，從而提高油田采收率。

2.4.1 剩余油分布類型

通過模擬各小層剩余油分布狀況，發(fā)現(xiàn)胡10塊剩余油分布類型主要有三種：非水驅(qū)主流線、構(gòu)造高部位及斷層遮擋處（表2），其中構(gòu)造高部位剩余油居多，主要分布在H10–22井到H10–18井的高部位，剩余可采儲量為9.64×104t，占總剩余可采儲量的42.5%，其次是斷層遮擋型剩余油，主要分布受斷層遮擋注入水難以波及的區(qū)域，剩余可采儲量為9.58×104t，占總剩余可采儲量的42.2%，非水驅(qū)主流線型剩余油主要分布在高滲條帶的側(cè)翼，剩余可采儲量為3.47×104t，占總剩余可采儲量的15.3%。

表2 剩余可采儲量分布狀況

2.4.2 平面分布特征

根據(jù)數(shù)值模擬剩余油飽和度分布圖，計算并繪制出胡10塊剩余儲量豐度疊合圖。結(jié)果顯示，油藏剩余油儲量主要集中在胡10塊中心區(qū)，中心區(qū)儲層物性好，砂體厚度大，剩余油儲量基數(shù)大；邊部砂體變薄，孔滲變差，剩余油賦存低，與區(qū)塊的低注高采井網(wǎng)結(jié)構(gòu)相吻合，多呈孤立狀，因此胡10塊中心區(qū)是下步措施挖潛的主力區(qū)帶。

2.4.3 縱向分布特征

該區(qū)塊縱向上劃分為21個小層，由于層間沉積環(huán)境、滲透率、連通性的差異，各砂組剩余可采儲量差異大（圖2）。通過統(tǒng)計各砂體剩余油儲量，得出胡10塊總剩余可采儲量22.70×104t，主要分布在S3下5、下6兩套層系，占總剩余可采儲量的87.0%。

圖2 胡10塊各砂體剩余可采儲量統(tǒng)計

3 應(yīng)用效果

在油藏數(shù)值模擬成果的指導(dǎo)下，胡10塊共部署側(cè)鉆井2井次：H10–C18井挖潛構(gòu)造高部位剩余油，H7–CCC17井挖潛斷層遮擋處剩余油，初期日產(chǎn)油7.5 t；實施調(diào)剖2井次，井組日增油3.3 t，達到預(yù)期效果。

從S3下63小層剩余油分布圖可以看出（圖3），H10–19井與H10–22井之間已形成高滲條帶，通過數(shù)值模擬發(fā)現(xiàn)H10–22井附近剩余油飽和度仍有0.38，對H10–19井實施調(diào)剖措施，累計注調(diào)剖劑6 335 m3，調(diào)剖前日注21 m3（壓力4.1 MPa），調(diào)剖后日注20 m3（壓力19 MPa），對應(yīng)油井H10–22井、H10–39井先后見效，增產(chǎn)效果較好。證明通過數(shù)值模擬研究，對剩余油分布的預(yù)測是比較可靠的。

圖3 胡10塊S3下63小層剩余油分布

4 結(jié)論

（1）首次將RMsimple軟件應(yīng)用到胡10塊高含水油藏，更加直觀地、定量化地描述剩余油的分布特征，提高了剩余油挖潛的針對性。

（2）借助油藏模擬軟件，應(yīng)用流管法共識別出高滲條帶16條，為井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整及調(diào)剖選井提供了參考依據(jù)。

（3）胡10塊剩余油分布類型主要有三種：非水驅(qū)主流線、構(gòu)造高部位及斷層遮擋處，主要以構(gòu)造高部位型和斷層遮擋型剩余油為主，占總剩余可采儲量的84.7%。

（4）受沉積環(huán)境、物性差異、以及注水方向性等影響，剩余油在縱向上差異較大，主要分布在S3下5、下6兩套層系，占總剩余可采儲量的87.0%。為下步平面挖潛及層間調(diào)整指明了方向。