張萬 惠瑞瑞 楊永釗

摘要：針對(duì)化子坪黑山梁區(qū)塊儲(chǔ)層構(gòu)造復(fù)雜及剩余儲(chǔ)量動(dòng)用程度較低的問題，本次研究主要通過對(duì)油層分布的認(rèn)識(shí)、利用eclipse軟件進(jìn)行歷史擬合，根據(jù)擬合結(jié)果研究該區(qū)塊的剩余儲(chǔ)量、各層采出程度和剩余油存在類型的剩余油分布規(guī)律。研究結(jié)果表明：①黑山梁區(qū)長6層的剩余儲(chǔ)量從縱向分布來看，其它層位相差不大，C6層剩余油最多（占比29.63%），各層采出程度不均， C1～C3層采出程度低，在1.9～4.63%之間，C5～C6層采出程度相差不大，在6.6%～7.66%之間，C4層采出程度最高，為8.66%;②模擬層C1～C3剩余油相對(duì)富集，從剩余油平面分布來看，模擬層C1～C3存在大量連片剩余油，而模擬層C4～C6剩余油主要呈條帶狀分布和點(diǎn)狀零星分布，所以模擬層C1～C3為下一步開發(fā)調(diào)整的主要對(duì)象;③黑山梁區(qū)長6層剩余油主要以注采不完善形成的剩余油、井網(wǎng)控制不住形成的剩余油以及砂巖邊部區(qū)剩余油等五種形式存在。從而為明確油田具體的挖潛方向，提供可行的挖潛措施具有重要的意義。

關(guān)鍵詞：黑山梁區(qū)塊;剩余油;分布規(guī)律;挖潛措

0??引言

剩余油的形成有兩方面的因素：地質(zhì)因素和開發(fā)因素。地質(zhì)因素包括儲(chǔ)層的非均質(zhì)性和油藏流體的基本特征，這是油藏描述應(yīng)解決的問題[1]。開發(fā)因素主要指注采系統(tǒng)的完善程度、注采關(guān)系和井網(wǎng)部署、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等。要正確地預(yù)測(cè)剩余油的分布，必須將兩者合理而緊密地結(jié)合起來，這也是本研究的主要思路。本次研究主要通過對(duì)油層分布的認(rèn)識(shí)、利用eclipse軟件進(jìn)行歷史擬合，根據(jù)擬合結(jié)果研究該區(qū)塊的剩余儲(chǔ)量、各層采出程度和剩余油存在類型的剩余油分布規(guī)律，從而為明確油田具體的挖潛方向，提供可行的挖潛措施具有重要的意義。

1 剩余油的分布類型

1.1宏觀剩余油分布類型

（1）主要受地質(zhì)因素影響而形成的剩余油類型

①層間干擾型，該類型是典型的層間非均質(zhì)性所致;②井網(wǎng)控制不住型;③成片分布差油層型;④好油層中平面上的差油層部分型，平面非均質(zhì)性所致;⑤層內(nèi)未水淹型，典型的層內(nèi)非均質(zhì)所致;⑥斷層遮擋型：由于封閉性斷層的遮擋作用，使斷層面成為流體流動(dòng)邊界;⑦單向受效型：只有一個(gè)注水受效方向，而另一方向油層尖滅或油層變差，或者是鉆通油層但未射孔，形成剩余油。

（2）主要受開發(fā)因素影響而形成的剩余油類型

①二線受效型;②滯留區(qū)型;③注采不完善型;④隔層損失型;⑤停產(chǎn)型;⑥分步開發(fā)型 [2]。

1.2 微觀殘余油分布形式

微觀分布的剩余油是指宏觀上已被注水波及驅(qū)掃后的某一時(shí)間油層微觀孔隙中的剩余油。按形成原因?qū)⑽⒂^剩余油分為兩種類型：第一類是由于注入水的微觀指進(jìn)與繞流而形成的微觀團(tuán)塊狀剩余油，因?yàn)闆]有被注入水波及到，所以保持著原來的狀態(tài)。第二類是滯留于微觀水淹區(qū)內(nèi)的水驅(qū)殘余油。這部分微觀剩余油與微觀團(tuán)塊狀剩余油相比，在孔隙空間上更為分散，形狀也更為復(fù)雜多樣[3]。

2 縱向剩余油分布規(guī)律研究

2.1 各層剩余儲(chǔ)量對(duì)比分析

截至2012年6月，在黑山梁區(qū)塊長6層的開發(fā)歷程中，由于儲(chǔ)層物性條件、射孔狀況、井網(wǎng)完善程度、連通狀況等影響因素，各儲(chǔ)層的動(dòng)用狀況有比較大的差異，通過計(jì)算目前各層剩余儲(chǔ)量、采出程度等指標(biāo)，具體研究儲(chǔ)層目前的動(dòng)用狀況。

從表1可以看出，黑山梁區(qū)塊模擬層C1～C5層原始地質(zhì)儲(chǔ)量相差不大，在139.87～144.49×104t之間，但C6層儲(chǔ)量最大，其儲(chǔ)量為423.29×104t，這是由于C6層油層厚度相對(duì)較大，所以地質(zhì)儲(chǔ)量相對(duì)比較大。從表1中可以直觀的看出，目前模擬層C6層的剩余油儲(chǔ)量最大。對(duì)比各層剩余地質(zhì)儲(chǔ)量占原始地質(zhì)儲(chǔ)量的百分比可以看出，模擬層C1～C3剩余油百分比相對(duì)較大，模擬層C4～C6相對(duì)較小，其中模擬層C2的剩余油百分比最大為98.1%，模擬層C4的剩余油儲(chǔ)量百分比最小為91.34%，所以C1～C3模擬層是今后挖潛主要對(duì)象。這是由于C1～C3層是儲(chǔ)集砂體核心部位，原始地質(zhì)儲(chǔ)量較多，但注采系統(tǒng)不完善，自開發(fā)以來，采出油量少，大量剩余油仍存于地下。而C4～C5層由于井網(wǎng)控制不住等因素，導(dǎo)致該油層組相對(duì)剩余油較多。C6模擬層由于其厚度比較大，原地質(zhì)儲(chǔ)量大，目前剩余油儲(chǔ)量大，但剩余油儲(chǔ)量占原始地質(zhì)儲(chǔ)量百分相對(duì)比較小。綜上在主要開發(fā)調(diào)整C1～C3的同時(shí)也應(yīng)兼顧其它層的剩余油富集區(qū)。

2.2 各層采出程度對(duì)比分析

從表1可以看出，由于受儲(chǔ)層物性條件、射孔狀況、井網(wǎng)完善程度、連通狀況等因素影響，各層采出程度不均，模擬層C1～C3層采出程度低，C5～C6層采出程度相差不大，在6.6%～7.66%之間，C4層采出程度最高，為8.66%。這是由于模擬層C1～C3層位于油藏上部，注入水由于重力作用傾向于向油藏下部流動(dòng)，油藏上部吸水量少，且射孔的油水井少，故采出程度低;模擬層C4～C5層，位于油藏下部，注入水由于重力作用傾向于向油藏下部流動(dòng)，層位上射孔的水井?dāng)?shù)相對(duì)較多，吸水量相對(duì)較大，故采出程度較高;模擬層C6位于油藏的低部位，在注水過程中，注入水大量進(jìn)入油層的下部并沿著高滲帶快速突進(jìn)，與此同時(shí)重力作用又不斷使進(jìn)入上部的水下沉，加劇了下部油層的水洗強(qiáng)度，故采出程度相對(duì)較高，但由于該模擬層位厚度大，故剩余油儲(chǔ)量大。所以，從采出程度對(duì)比分析可以看出，下部剩余油挖潛應(yīng)從整體著手但重點(diǎn)應(yīng)在C1～C3。

3 平面剩余油分布規(guī)律研究

根據(jù)eclipse模擬計(jì)算結(jié)果[4]，繪制出目前（2012年6月底）油藏各個(gè)模擬層的剩余油飽和度分布圖，分析剩余油分布特征。

從C1層剩余油飽和度分布圖可以看出，層位上射孔的油水井?dāng)?shù)少，屬于低井網(wǎng)控制層位，且位于油藏頂部，在注水過程中，注入水由于重力作用首先大量進(jìn)入油層的下部，使上部油層水洗強(qiáng)度低，油層動(dòng)用程度低，大部分仍然保持原始狀態(tài)，如井297-10和井32-1之間區(qū)域存在大量連片的剩余油。

從C2層剩余油飽和度分布圖可以看出，該層位上部署的油水井?dāng)?shù)較C1層略有增加，但是整體上還是典型的井網(wǎng)控制不住，存在大量連片剩余油。而且該層同樣位于油藏的上部，水井注入水會(huì)由于重力作用首先大量進(jìn)入油層的下部，使上部油層水洗強(qiáng)度低，油層動(dòng)用程度低，亦導(dǎo)致存在大量連片剩余油，如井165-5和井301-10之間區(qū)域存在大量連片的剩余油。

從C3層剩余油飽和度分布圖可以看出，此層位上射孔的油水井?dāng)?shù)明顯增多，井網(wǎng)密度增大，由于注水井304-4、168-2、166-2、290-2、297-7、283-1、284-1吸水量大，使得這些水井附近的油井受效，局部含油飽和度減小，但受原始地質(zhì)儲(chǔ)量大，局部地區(qū)井網(wǎng)不完善且油藏上部總注水量低的影響，層位整體上仍存在連片的剩余油。

從C4層剩余油飽和度分布圖可以看出，該層由于注水井300-2、294、291-3、277-1、165-1、297-7、283-1、166-1、284-1吸水量大，使得這些水井附近的油井受效，局部含油飽和度減小，但東南部和西南部的注采井?dāng)?shù)比較少，注采系統(tǒng)不完善使得整體上仍存在連片的剩余油。

從C5層剩余油飽和度分布圖可以看出，此層位上西部剩余油飽和度高，中部剩余油飽和度較低，剩余油主要呈條帶狀分布和點(diǎn)狀零星分布，這是由西部井網(wǎng)密度較小，井網(wǎng)控制程度低，油層吸水量小等因素所形成的。

從C6層剩余油飽和度分布圖可以看出，該層剩余油富集區(qū)由塊狀分布逐漸變成條帶狀分布和點(diǎn)狀零星分布。這是由于C6層位于油藏的低部位，在注水過程中，注入水大量進(jìn)入油層的下部并沿著高滲帶快速突進(jìn)。與此同時(shí)重力作用又不斷使進(jìn)入上部的水下沉，加劇了下部油層的水洗強(qiáng)度，故采出儲(chǔ)量相對(duì)較大。但是由于地區(qū)井網(wǎng)密度較小，井網(wǎng)控制程度低，油層吸水量小，油層厚度大，部分地區(qū)還是存在大量的剩余油。

4 結(jié)論

（1）黑山梁區(qū)長6層的剩余儲(chǔ)量從縱向分布來看，C1～C5層剩余油儲(chǔ)量相差不大，C6層剩余油最多，為395.3457185×104t，占原始地質(zhì)儲(chǔ)量的29.63%。

（2）各層采出程度不均，模擬層C1～C3層采出程度低，在1.9～4.63%之間，C5～C6層采出程度相差不大，在6.6%～7.66%之間，C4層采出程度最高，為8.66%。

（3）從剩余油垂向分布來看，模擬層C1～C3所對(duì)應(yīng)地質(zhì)層位長61-1、長61-2和長61-3的剩余油相對(duì)富集;從剩余油平面分布來看，模擬層C1～C3存在大量連片剩余油，而模擬層C4～C6剩余油主要呈條帶狀分布和點(diǎn)狀零星分布。綜上，模擬層C1～C3為下一步開發(fā)調(diào)整的主要對(duì)象。

（4）黑山梁區(qū)長6層剩余油主要以注采不完善形成的剩余油、井網(wǎng)控制不住形成的剩余油以及砂巖邊部區(qū)剩余油等五種形式存在，是下步調(diào)整挖潛的重點(diǎn)[5]。

參考文獻(xiàn)：

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[2]李俊飛，王鵬飛，尚寶兵，霍春亮，徐靜.基于儲(chǔ)層構(gòu)型的三角洲前緣剩余油分布規(guī)律——以渤海灣盆地S油田東營組二段下亞段Ⅰ油組為例[J].斷塊油氣田，2019，26（05）：580-586.

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[4]張衛(wèi)剛，陳德照，張?zhí)煅?，郭龍飛，陳中偉，王婧，趙曉紅，陳貞萬.JY油田C335區(qū)剩余油分布規(guī)律研究[J].北京石油化工學(xué)院學(xué)報(bào)，2019，27（03）：33-37.

[5]郭錦利，郭逸飛，盧本弢，王強(qiáng).高含水油田剩余油分布規(guī)律及控制因素分析[J].化工設(shè)計(jì)通訊，2019，45（07）：29-30.

作者簡(jiǎn)介：

張萬（1991-），男，漢族，碩士，油氣田開發(fā)工程專業(yè)，助理工程師。主要從事油氣 田開發(fā)等方面的技術(shù)研究工作。