层状边水油藏水平井开发后期剩余油分布规律研究

张亮，张博，孟学敏 刘丹，付宁，王俊芳

（中石油塔里木油田分公司开发部，新疆库尔勒841000）

目前，水平井技术已经广泛应用于油田开发，在层状边水、块状底水油藏中水平井开发均可取得较好效果［1］；但受储层物性、开发方式等因素的影响，平面边水不均匀推进，油藏整体水淹规律复杂，导致寻找剩余油富集区十分困难，严重影响油藏的开发效果。为此，笔者以油藏静态资料为基础，结合实际油藏生产动态，利用流动单元控制建模方法，建立地质模型，进而通过动态分析、数值模拟等有效手段，得到了塔中16油田的剩余油分布规律，并以垂向和平面2个方面分析了剩余油的控制因素，对油田的调整提供了可靠依据。

1 油田概况

塔中16油田位于塔里木盆地塔中低隆起中央断垒带，含油构造为北西－南东走向的长轴背斜，西部断层切割，目的层为上古生界下石炭统巴楚组（C1b）东河砂岩地层，由下至上划分为均质段和含砾岩段。均质段为水层，含砾砂岩段为含油层段，含砾砂岩段与均质段之间发育稳定钙质隔层，油藏类型为典型的层状边水油藏［2］。东河砂岩含砾砂岩段经历4次间歇式小规模海进、海退事件，划分为5个小层，地层物性由下至上逐步变差。1～3小层平均孔隙度9%、渗透率25 mD，目前基本未动用；4～5小层平均孔隙度14%、渗透率218 mD，为目前主要开发层系。笔者主要针对4～5小层进行研究。

塔中16油田含砾砂岩段4～5小层含油面积26.1k m2，油层厚度6.2 m，地质储量为1125.6×104t，1997年投产，采油井11口（8口水平井、3口直井），利用天然能量开发，目前采出程度为35.4%，综合含水95.7%，边水能量充足，压力保持程度较高，平均单井产液量230 m3／d，处于高含水、高采出程度阶段。

2 剩余油分布规律

2.1 剩余油分布特征

笔者根据储层物性、生产动态，结合流动单元理论，将塔中16油田分为3类流动单元（见表1）。以地震储层反演为基础，利用流动单元控制进行三维地质建模［3］，准确反映了真实储层。进而进行数值模拟研究，精确的反映了储层流体的渗流特性，单井初始拟合率达到80%。

表1 塔中16油田流动单元划分标准

结合储层特性、生产动态、监测资料和数值模拟结果，可得塔中16油田剩余油分布特征：①垂向。5小层采出程度相对高，4小层采出程度相对低，顶部剩余油相对富集（见图1）；②平面剩余油分布呈2种形式。在构造西北部、T1－16 H井区、T1－H18井区附近呈块状分布，剩余油相对集中；在T1－9井、T1－12井区附近呈点状分布，剩余油相对分散。

图1 塔中16油田剩余油剖面图

2.2 剩余油分布控制因素

塔中16油田含砾砂岩段4～5小层采用水平井开发，沿构造轴部不规则布井，井距600～700 m，水平段长度300 m左右，水平段轨迹位于4小层顶部。结合塔中16油田水平井开发模式，以含砾砂岩段4～5小层剩余油分布特征为基础，总结出剩余油分布规律控制因素：垂向主要受储层物性、夹层和韵律性影响；平面受微构造、井网完善程度、井间压力平衡区、水平段不均匀见水和断层遮挡等因素影响［4］。

2.2.1 剩余油垂向分布规律控制因素

表2 含砾砂岩储层物性统计表

1）储层物性 储层物性差异决定了采出程度，物性好的储层采出程度高，结合塔中16油田的实际情况，生产层位含砾砂岩段4～5小层根据储层物性（见表2），含砾砂岩段5小层物性优于含砾砂岩段4小层，故含砾砂岩段5小层采出程度较高为40.0%，含砾砂岩段4小层采出程度为26.8%，剩余油较富集。

2）隔夹层 对于水平井开发的油藏，隔夹层发育对剩余油分布起着很大的作用，结合以水平井开采的塔中16油田实际情况，大部分井水平段位于4小层顶部，4～5小层之间隔层局部发育，这就导致隔夹层遮挡处形成块状剩余油富集区。如T1－H18井2008年导眼钻遇4小层差油层1.7 m、油层1.8 m，5小层油层5.0 m，T1－H18井附近物性、钙质隔夹层较为发育（见图2），该井生产特征表现为低产液低含水（见图3），累积产油0.83×104t，剩余油较为富集（见图1），为下步重点挖潜对象。

3）韵律特征 韵律特性是影响垂向剩余油分布的另一个关键因素，一般分为正韵律、反韵律、均质韵律、复合韵律等［5］。塔中16油田含砾砂岩段4～5小层以正韵律为主，表现为底部粒度粗，渗透率高，上部粒度细，渗透率低。同时受边水重力作用，必然会导致底部水洗程度高，顶部形成剩余油富集区。如T14井，根据动PNN测井资料（见表3），4小层的3个单砂体受韵律影响明显，底部基本水淹，顶部为剩余油富集区。

图2 T1－H18井储层综合评价图

2.2.2 剩余油平面分布规律控制因素

1）微构造 微构造是指在油藏构造基础上，局部区域油层小幅度起伏变化，其幅度和范围都很小。塔中16油田属于低幅构造，纵向起伏30～40 m，局部存在小的高点、鼻状构造，形成剩余油富集区。如T16井，处于微构造高点，剩余油富集，2006年投产后，有3 mon无水采油期，初期日产油160t，累积产油13×104t，开发效果理想。目前T1－12井附近微构造处存在点状形态分布余油。

2）井网完善程度 井网完善程度是剩余油分布的另一个重要因素。塔中16油田开发初期以 “稀井高产”原则，部署13口井，井网密度小，单井控制储量大，这就导致在井网未完善区域剩余油分布较为集中。2006年根据实际井网控制程度，新部署6口开发井，5口井钻遇和生产情况良好（见表4）。东部T1－16 H井区目前单井控制面积大，井网不完善，存在块状形式剩余油。

图3 T1－H18井采油曲线图

3）井间压力平衡区 根据渗流力学理论，2口生产井之间存在压力平衡区，必然导致一部分死油无法流动，形成井间剩余油，该类剩余油分布零散，基本以点状形式存在。如T18井，距T13井水平段末端285 m，T18井2005年补孔生产4～5小层，初期日产70t，累积产量5.21×104t。目前在T1－7井和T1－9井、T14井和T18井之间为井间剩余油富集区。

表3 T14井4小层PNN测试结果

4）断层遮挡 封闭断层附近，由于边水不能驱替而形成剩余油富集区。如塔中16油田构造西北部断层分割区，形成一个单独的剩余油富集区断块，该区块剩余油储量为18.09×104t，为下一步潜挖重点。

5）水平段不均匀见水 由于储层平面、垂向非均质性等原因，实际水平井段会不均匀见水。结合渗流力学理论，从相渗曲线出发，油井见水后，水相渗流能力越来越强，油相渗流能力越来越弱［6］。相同生产压差下，见水段产液量远远高于未见水段，进而抑制非见水段产油量，在未见水段形成剩余油富集区。如根据T1－10井产液剖面可以看出，4032.7～4081.2 m井段出纯油，为未水淹射孔段；根据T1－16 H井饱和度测井解释结论可以看出，水平段后段4178.0～4300.0 m含油饱和度高，为油层和低水淹层，是下一步措施的挖潜潜力区。

表4 新部署井生产情况统计表

3 结论

1）采用流动单元模式进行地质建模，数模单井初始拟合率高达80%，结合生产动态认识，总结出塔中16油田剩余油分布特征。

2）垂向从储层物性、隔夹层发育情况、储层韵律3个方面分析塔中16油田剩余油分布规律，认为储层顶部、局部隔夹层遮挡处为剩余油富集区。

3）平面从微构造、井网完善程度、井间压力平衡区、断层遮挡和水平段不均匀见水5个方面分析塔中16油田剩余油分布规律，认为受断层遮挡和井网完善程度影响，剩余油以块状形式集中分布在含砾砂岩段4小层西部和东南部；受微构造、水平段不均匀见水和井间压力平衡区影响，剩余油以点状形式分散存在。

4）通过垂向和平面剩余油分布控制因素分析，确定了塔中16油田剩余油分布位置，对下一步塔中16油田剩余油潜挖提供了指导作用。

［1］周代余，江同文，冯积累 .底水油藏水平井水淹动态和水淹模式研究 ［J］.石油学报，2004，25（6）：73－77.

［2］任今明，吴迪，王双才 .塔中16油田中低渗边水油藏的高效开发实践 ［J］.西南石油学院学报（自然科学版），2005，27（4）：27－30.

［3］薛永超，程林松 .滨岸相底水砂岩油藏开发后期剩余油分布及主控因素分析 ［J］.油气地质与采收率，2010，17（6）：78－81.

［4］刘吉余，马志欣，吕靖 .高含水期剩余油分布研究现状 ［J］.石油地质与工程，2007，21（3）：61－63.

［5］王延章，林承焰，温长云 .夹层分布模式及其对剩余油的控制作用 ［J］.西南石油学院学报（自然科学版），2006，28（5）：6－10.

［6］张建国，雷光伦 .油气层渗流力学 ［M］.东营：石油大学出版社，1998.