基于油藏精细描述的复杂小断块剩余油分布研究

陈 琦 ，吴 杰 ，周雪菡 ，刘新球

（1.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100；2.渤海钻探钻井技服职工培训管理中心，天津大港300280；3.吐哈油田公司邱东采油厂，新疆鄯善 838202）

红南9块在开发的不同阶段表现出差异性较大。不同的开发阶段需要对研究区块作精细油藏描述。油藏精细描述是开发中后期开展剩余油研究的基础。在精细油藏描述的基础上建立反应油田客观实际的地质模型。结合油藏数值模拟技术，通过历史拟合建立符合油藏实际的储层预测模型，能够更合理的定量描述复杂小断块油藏剩余油的分布规律。

1 红南9断块油藏概况

红南9块构造整体被一个近南北走向和近东西走向的两组断层切割所成的低幅度断块圈闭群，构造复杂。本次研究目的层段为白垩统的三十里大墩组（K1S）和上侏罗统的喀拉扎组（J3K）。区块共划分为K1S1、K1S2、J3K1、J3K2四个油组。纵向各油组差异明显，非均质性明显。整个区块储层孔隙度15%～30%，渗透率 36×10-3～130×10-3μm2，属于中孔，中低渗储层。目前面临的主要问题有底水锥进快、井网不完善和水驱效果差。

2 建立油藏地质模型

储层地质模型是油藏精细描述的核心。储层地质建模的实质就是建立储层参数的三维空间分布模型。它在油藏勘探开发中发挥了重要作用，尤其是在油气田的开发阶段，建立定量的储层三维地质模型是进行油气田开发分析的基础。

红南9块油藏地质建模方法是采用Petrel2009中相控随机建模技术。地质建模以油组底界地震解释构造图为基础，采用井点分层约束，建立油藏构造和断层模型。在此基础上，利用地质成果和测井解释成果，应用随机方法和确定性方法建立油藏参数模型。考虑到红南9块油藏纵向上分布4个油组，并且油组间断裂系统不一致，故采用分油组建模思路，分别建立喀拉扎组二段J3K2油藏地质模型、喀拉扎组一段J3K1地质模型、三十里大墩组二段K1S2和三十里大墩组一段K1S2地质模型。

3 建立油藏数值模型

3.1 数值模型网格划分

数值模拟采用eclipse数模软件。根据油藏实际情况，并结合计算机的运算能力和模拟精度要求，需要将地质模型网格粗化。红南9块各油组的网格划分方案为（见表1）。

3.2 生产历史拟合

生产历史拟合是将数值模拟计算得到的开发动态与油田实际的生产动态进行比较，对影响开发动态的参数进行调整，使计算动态和实际动态相符。通过历史拟合，达到核实、修正地质模型，研究地下油水运动规律的目的。

3.2.1 参数调整原则 历史拟合过程中，由于不确定参数多，可调自由度大，为了避免修改参数的随意性，需要对相关参数进行敏感性分析，确定参数的可调范围，使模型参数在合理范围内调整。

表1 红南9断块各油组网格划分结果表

（1）孔隙度的调整。根据油藏单井解释成果，红南9块孔隙度在15%～30%之间，纵向上和横向上变化不大，拟合过程中，可以在个别区域作合理的，小幅度调整。（2）渗透率的调整。由于测井解释和岩心分析结果与实际有一定的差别，油藏各层渗透率在平面和纵向上变化较大。在拟合过程中，可对渗透率的值作较大范围的调整。（3）有效厚度的调整。由于油藏各层的有效厚度已经过多次复算，准确度高，可以作为确定的参数来处理。但由于模拟时网格插值所带来的误差，也可以作较小的修改。（4）岩石和流体压缩系数的调整。由于这些系数变化范围一般较小，可以作为确定参数处理。但由于油藏中压力，温度，溶解气的影响，允许作一些小的调整。（5）相对渗透率曲线的调整。由于油藏存在较强的非均质性，且实验测定的相渗曲线只反映有限区域的情况。因此，可以对相渗曲线给以合适的初值，根据油藏实际动态情况作较大的调整。（6）油、气、水的PVT属性调整。在拟合过程中，可以作适当的，较小调整。

3.2.2 拟历史合方法 历史拟合的基本思路是先整体拟合，后局部，最后单井拟合。拟合的主要指标有全区储量，压力，注采量，含水，气油比以及单井的生产动态。首先通过调整孔隙度和有效厚度以及油、水、岩石的压缩系数拟合储量。接着对全区的压力，含水，气油比，产量进行趋势拟合。全区模拟以定液量生产，拟合主要修改局部渗透率，方向传导率。最后在全区拟合的基础上进行单井动态拟合，其中单井拟合主要通过调整相渗曲线，局部有效厚度，局部渗透率和孔隙度。

3.2.3 拟合结果分析 红南9块四个油组总的原始地质储量349.21×104t，模拟地质储量338.48×104t，误差3.07%，符合模拟精度要求。四个油组的模拟都采用定液量生产，各断块累产油拟合误差都控制在6%以内，且累积产水，日产油，日产水，含水率等指标都拟合较好，符合要求。在全区拟合的基础上，各单井的拟合也达到了较好的效果。表明拟合基础上的油藏数值模型可以用于剩余油的研究以及开发方案的预测（见图1、图2）。

4 剩余油分布规律

4.1 平面剩余油分布规律

（1）断层附近剩余油。红南9断块受断层切割严重，现有的井网大多控制不住这些区域。从红南剩余油饱和度场图可以看出，不管是主力大断层，还是小断层，周围都是剩余油富集。

（2）水淹导致剩余油平面分布广泛。由于底水快速锥进，油井井筒附近50～100 m范围以内，剩余油分布较少，而在100 m以外的区域，剩余油分布较多。

（3）井网控制不到的区域，剩余油富集。红南9断块受断层切割比较严重，大部分断层是封闭断层，油层平面上连通较差，由于井网控制程度不完善加上断层切割作用，导致井间区域或是现有井网没能控制的区域，形成剩余油富集区。

4.2 纵向剩余油分布规律

储层非均质性，纵向层间干扰严重，油藏纵向各小层储量动用程度差异较大，造成单层采出程度差异大。动用差的油层一般都表现出物性、含油性差等特点，形成剩余油富集层。

纵向上，主力油层主要分布在K1s1油组、K1s2油组K1s2-7小层及J3k1油组J3k1-1、J3k1-7、J3k1-13、J3k1-20小层及J3k2油组J3k2-1小层，与非主力油层相比，原始含油饱和度高，孔隙度和渗透率好，采出程度比较高，产油量也高；而非主力油层储层物性较差，原油动用程度相对较低。但由于主力油层的有效厚度远大于非主力油层，且分布范围广泛，所以剩余油储量仍主要分布在主力油层中，是挖潜的主要对象。

4.3 沉积微相与剩余油关系研究

红南9块为浅水辫状河三角洲沉积。其中三十里大墩组和喀拉扎组一段属于辫状河三角洲前缘沉积亚相，喀拉扎组二段属于辫状河三角洲平原沉积亚相沉积。发育水下分流河道、河口坝、席状砂、支流间湾和湖泥五种沉积微相。

研究表明，沉积微相的差异决定了储层的非均质性，控制了油气的分布位移。河道发育好，砂体连续性强的储层为原始油气的聚集提供了很好的储集空间。这些层的原始储量都相对较高，也是开发后期剩余油分布的主要区域。例如K1S2油层组，纵向是上分为8个小层，沉积微相研究表明K1S2-1，K1S2-2，K1S2-3，K1S2-4，K1S2-5层河道发育极差，砂体连片性较差，主要发育席状砂和湖泥沉积微相。测井解释不含油，原始储量几乎为零。K1S2-6，K1S2-7，K1S2-8河道发育极好，砂体连片性好，主要发育水下分流河道，河口坝沉积微相，原始地质储量丰富。

5 剩余油潜力分析

利用数值模拟的研究成果，将纵向上22个油层分类，按剩余储量分为三类，然后分类讨论红南9块油藏的挖潜方向。

5.1 剩余油分类标准

以储量为主，结合渗透率，含油面积，油砂体形状，沉积微相进行如下分类（见表2）。

分别统计油组原始地质储量、累积产油量、累积产水量，根据不同级别油层标定采收率，计算单层可采储量和剩余可采储量，最终得到各个油层的可采储量。红南9断块剩余油潜力分析（见表3）。

5.2 剩余油挖潜方向研究

（1）K1s1油组。K1s1油组为Ⅰ类油层，原始地质储量为 104.25×104t，累积产油量为 3.76×104t，采出程度3.6%，剩余地质储量100.49×104t。由剩余油分布情况来看，剩余油主要分布在局部井网控制差的地区以及由于底水锥进，油井水淹形成的剩余油分布。挖潜方向主要完善井网，控制油井的底水锥进。

（2）K1s2油组。K1s2油组中有Ⅰ类油层一个，为K1s2-7小层，原始地质储量为68.04×104t，累积产油量为6.72×104t，采出程度9.98%，剩余地质储量61.32×104t。K1s2油组剩余油在平面分布较广，主要集中在油井井间。挖潜方向主要在剩余油富集区域部署新井，并完善注采井网。

K1s2油组中有Ⅱ类油层一个为K1s2-8小层，原始地质储量为 6.37×104t，累积产油量为 0.36×104t，采出程度5.56%，剩余地质储量6.01×104t。挖潜方向主要完善注采井网。

（3）J3k1油组。共有两个Ⅱ类油层，分别为J3k1-1和J3k1-20小层，其中J3k1-1小层原始地质储量为73.64×104t，累积产油量为 6.57×104t，采出程度 8.92%，剩余地质储量67.07×104t；J3k1-20小层原始地质储量为11.16×104t，累积产油量为 0.3×104t，采出程度 2.65%，剩余地质储量10.86×104t。J3k1油组剩余油在平面分布断层附近，没有控制油井控制区域，以及注水不能波及到区域。下步挖潜方向主要集中在部署新井，增加油层控制程度，同时调整注采对应关系。

（4）J3k2油组。J3k2油组中有Ⅰ类油层一个，为J3k2-1小层，原始地质储量为26.42×104t，累积产油量为2.02×104t，采出程度7.65%，剩余地质储量24.40×104t，J3k1油组剩余油在平面分布构造高部位，以及没有油井控制区域。由于该油组储量规模小，潜力不大，应不做主要潜力区进行挖掘。

6 总结

（1）断层附近，底水锥进严重以及井网控制不到的区域是平面剩余油富集区。

（2）主力油层由于原始储量大，物性好，油层有效厚度大，依然是挖潜的重点。

（3）沉积微相的差异决定了储层的非均质性，控制了油气的分布位移。主要挖潜油层大多属于河道发育好，砂体连片性好的储层。

表2 红南断块含油油层分类参数表

表3 红南9断块油组剩余油潜力分析表

（4）K1S1、K1S2-7、J3K1-1、J3K1-7、J3K1-13、J3K1-20和J3K2-1油组是剩余油富集区，也是挖潜的重点。

（5）以储量为主，结合渗透率，含油面积，油砂体形状，沉积微相对剩余油进行分类和潜力分析，为油藏挖潜提出了科学的措施建议。

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