志丹正359井区延长组长4+5段剩余油分布主控因素分析

杨 博，任战利，邓亚仁，韩 波，朱 丽，万 军，崔军平，马文强.

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司，陕西延安 716000；2.西北大学大陆动力学国家重点实验室/西北大学地质系，陕西西安 710069)

志丹正359井区延长组长4+5段剩余油分布主控因素分析

杨 博1，任战利2，邓亚仁2，韩 波1，朱 丽1，万 军1，崔军平2，马文强2.

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司，陕西延安 716000；2.西北大学大陆动力学国家重点实验室/西北大学地质系，陕西西安 710069)

志丹油田正359井区处于中含水阶段，剩余油的分布和挖潜成为未来一阶段油田增产的主要攻关目标。为深入研究鄂尔多斯盆地志丹地区三叠系延长组长4+5段储层剩余油分布特征，文中总结前人研究成果，并通过沉积、构造、储层特征及生产动态资料分析，综合研究长4+5段储层的剩余油富集规律及控制因素。研究认为，长4+5段储层剩余油主要分布在河道侧翼至分流间湾沉积相，且剩余油富集位置隔夹层发育，注采井网不完整，存在隆起构造；储层孔隙微观特征为剩余油富集的主要控制因素；长4+5段储层孔喉半径集中在0.016～0.063 μm，孔喉流动半径下限为0.107 μm，孔喉流动半径下限最终决定储层中的剩余油富集总量。

剩余油；长4+5段；主控因素；正359井区；志丹油田

剩余油是油藏特征研究过程中的重点和难点，对于非均质特征强的油藏而言，剩余油的分布尤为复杂。简而言之，剩余油即储层经过一定阶段的开采之后剩余的可采储量[1-9]。对于进入中—高含水阶段的油藏，剩余油开发很重要。志丹油田旦八正359井区长4+5油藏属于岩性油藏，优质的长7烃源岩为其提供了烃源保障[10]。该油藏开发时间早，长4+5储层非均质特征明显，研究区注采井网不完备，注水措施后，油藏迅速见水，目前处于中含水期。根据目前延长油田志丹采油厂的开采特征分析，长4+5储层采出程度低于5%，在研究区范围内分布大量剩余油。对剩余油的深入认识成为该地区目前稳产的主要攻关目标。剩余油分布受到构造及沉积相等宏观因素的影响，还受到注采井网完善程度和储层微观非均质特征的控制[11-13]。

前人在剩余油研究中多采用数值模拟和取心测含油饱和度的方法[14]，研究区长4+5油藏非均质较强，数值模拟的精度不高，密闭取心的价格昂贵难以实施。因此文中根据地层构造、储层沉积相、隔层平面展布、注采井网完善程度、储层微观特征等综合分析正359井区长4+5油藏特点。在储量计算的结果下，根据开发动态资料分析剩余油分布特征，从油藏特征和剩余油的富集规律综合分析控制剩余油分布的关键因素。研究中首次为目标井区提供较为完整的剩余油丰度平面特征，根据分析得出的剩余油富集主要控制因素，为后期正359井区的剩余油开采提供基础和保障。

1 区域地质背景

鄂尔多斯盆地志丹油田旦八井区经过三叠世时期漫长的地质变化，最终形成了以湖泊、河流、三角洲沉积为主体的格局[15]。正359井区长4+5地层根据标志层与沉积旋回特征划分为长4+51与长4+52两段，长4+52地层累计厚度34.6～65.2 m，长4+51地层累计厚度一般为28.6～52.1 m；研究区面积小，三叠系地层位于陕北斜坡上，构造起伏程度低，其中研究区中部Z82井隆起特征最为明显，后期的试油和开采效果非常好，由此说明构造对低渗透岩性油气藏分布有很重要的控制作用。(图1)。

根据志丹地区长4+5地层沉积相的分析研究，研究区存在北东—南西方向物源，发育两条主要河道。长4+5地层向上泥质含量不断增加，长4+52隶属三角洲前缘沉积，长4+51为三角洲平原沉积，主体沉积以三角洲平原为主(图2)[16-17]。

图1 研究区长4+5地层顶面构造特征Fig.1 The top surface structure of Chang-4+5 strata of study area

图2 研究区沉积背景Fig.2 Deposition background of study area

2 剩余油定量研究

前人在剩余油研究过程中采用数值模拟或者取芯测含油饱和度的方法分析剩余油分布特征[13]，在计算过程中首先考虑的是油藏连通性较好且油藏非均质程度不高，然而研究区为低渗油藏，且非均质性明显，油藏数值模拟计算的剩余油储量精度不够，取芯测含油饱和度理论可操作，但经济条件难以满足要求。

为提高剩余油研究的质量，降低非均质对油藏储量计算参数的影响。研究中利用单井控制面积法[18]计算长4+5油藏储量，采用容积法计算公式得出原始储量计算结果。

N=(100·Ao·h·Φ)N

=(100·Ao·h·Φ·Soi·ρo)/Boi

(1)

式中N——原始地质储量，104t；

Ao——含油面积，km2；

h——平均有效厚度，m；

Φ——有效孔隙度，%；

Soi——平均原始含油饱和度，%；

ρo——平均地面原油密度，t/m3；

Boi——平均地层原油体积系数。

以长4+521剩余油分布为例，该层段储层平均有效孔隙度为8.81%，有效厚度面积加权平均值为4.87 m，含油饱和度体积加权平均值为52%，累计单井控制含油面积为13.67 km2，油的密度取值0.849 g/cm3，原油体积系数为1.099。将上述参数代入式(1)，得长4+521的原始地质储量为235.6×104t。研究中采用经验公式、水驱油理论及愈启泰公式[19-24]等多种算法综合求得研究区长4+5储层水驱采收率为14.57%，原始储量与采收率乘积得到长4+521累计可采储量为34.33×104t。

结合该层段油藏开发动态分析，储量和产出石油总量的差值为剩余油储量。研究区井为多层系开发、多层合采，在采出油气计算过程中涉及产量劈分。研究中根据单井控制面积和射孔厚度综合因素劈分法统计该地区单井单层的产量[25]。具体分析原理和步骤如下：

(1)平面中将单井设定成基础演算单元，单井剖面根据划分地层，每个小层为基础单位，推算出该小层单井控制储量(式(2))。

(2)对于多层合采的井，根据每个小层的投产时间与射孔厚度，将单井生产的产量劈分至每个小层。单层开采的井，则单井产量即为该小层产量。

(3)通过平面上每口井长4+5小层的地质储量和小层劈分得到的累计产油量作差值，便求出单井单层的剩余地质储量。

(4)平面上将剩余油储量和单井的控制面积Ai相除，得出最终的剩余油储量丰度。

运用公式如下：

(1)单井单层地质储量计算公式：

Ni=Ai·hi·100·Φ·Soi·ρoi/Boi

(2)

(2)单井单层累积产量计算公式：

Np=(xi/x)·Na

(3)

(3)小层剩余地质储量丰度：

Ia=(Ni-Np)/Ai

(4)

式中Ni——单井单层石油地质储量，104t；

hi——单井单层有效厚度，m；

Np——单井单层累积产量，104t；

Na——单井累积产量，104t；

xi——单层射孔厚度和，m；

x——单井射孔厚度和，m；

I——单储系数，104t/km2·m；

Ia——单井单层剩余地质储量丰度，104t/km2；

Ai——单井单层平均井控面积，km2。

截至2016年4月底，该层段累计产油10.94×104t，分析得出剩余可采储量为23.39×104t。

为研究剩余油的平面分布特征，研究中将单井剩余油总量与单井控制面积的比值所求取的剩余油丰度作为衡量指标。每口单井对应一定的剩余油储量，计算出每口单井的剩余油丰度，将单井剩余油丰度值绘制成剩余油丰度等值线，平面上则能清晰反映不同层位不同井区的剩余油分布特征。丰度越大，剩余可采储量越高。

依据以上方法绘制长4+521地层的剩余油丰度等值线平面图，剩余油呈条带状展布，高值区分布呈土豆状(图3)，受到地层起伏、沉积相、开采特征、储层微观因素等影响，分布具有一定的规律性。

3 剩余油分布主控因素

3.1 长4+5储层顶面构造与剩余油富集关系

对于常规的构造—岩性油气藏，油气分布受到地层构造的影响。在隆起的高部位，油气易富集。注水开发过程中，水受到重力影响，优先向负向构造流动，将负向构造中的油气驱动。因此，剩余油在构造隆起的井区分布较集中。这与未开发前油藏富集的位置一致。为突出研究区的微构造特征，采用5m为间隔绘制构造等值线，长4+521地层有4个较为明显的隆起构造，分别位于3276-9—3286-3—正215-3井区、3451-10—3428-2井区、3215-3—正172-5—正354-12井区、3209-3—3210-5—3446-6井区(图3)。从剩余油平面展布特征分析，剩余油在隆起部位储量丰度较大。说明长4+5剩余油的分布受到构造的影响比较明显。

图3 长4+5储层顶面构造与剩余油分布关系图Fig.3 Relationship between top surface structure and residual oil distribution of Chang-4+5 reservior

3.2 长4+5储层沉积相与剩余油富集关系

长4+51发育三角洲平原沉积，砂体及烃源岩厚度不大，含油性较差。相比之下，长4+52发育三

角洲前缘沉积相，砂体厚度略高于长4+51地层，烃源岩相比长4+51地层优质，生成的油气具有近水楼台的优势，率先进入储层成藏。从油藏分布特征看，长4+52储层发育三角洲前缘水下分流河道砂体沉积，优质烃源岩分布较广，油气相比三角洲平原河道砂体中油气富集程度高(图4)。

根据目前长4+5储层开采特征分析，长4+52原油地质储量比长4+51储层大，剩余油的总量也大于长4+51储层。原始地质储量与剩余油地质总量之间有一定的纽带关系，三角洲前缘沉积相相比三角洲平原沉积相原始地质储量更大、剩余油总量多。从平面特征分析，剩余油丰度值高的地区主要分布在河道侧翼至分流间湾地带，这些地区存在孤立砂体或者低渗透层，油气开采程度较低。河道中部厚层砂体易于水淹，在水驱状况下，油气逐渐向河道周边聚集(图5)。

3.3 长4+5储层隔夹层与剩余油分布关系

研究区发育三角洲平原沉积，小型河道分布较广，河流尚未冲刷的地区存在较为连续的隔层沉积，这类隔层多为致密性较强的泥岩和钙质沉积物。研究区隔层平均厚度为3～8 m，平面上隔层分布分散。隔层附近的储层较为致密，在开发过程中需要压裂油气方能采出。因此，隔层附近剩余油含量较高(图6)。从地层韵律特征分析，隔夹层通常分布在正旋回的顶部或逆旋回的底部，隔夹层附近砂岩储层岩性多为粉砂岩，颗粒细，分选不好，剩余油分布较为集中。

3.4 长4+5油藏注采井网与剩余油分布关系

剩余油分布最直接的影响因素便是注采井网的完善程度，研究区采取菱形反九点法和五点法进行开采。考虑到裂缝走向，注采井网的布置选择北东60°方向。长4+5层位开采时间最早，初期采用自然能量驱动方式开采，井网不完善，为补充地层压力，自2008年开始注水，注水井投入生产后，仍有较多井尚未形成注采连通。在井网不完善以及注采不连通等因素影响下，采油速度低、注采不匹配，将存在大量的剩余油在地下分布[26]。如3276-1—3276-9井区、正359-3422-1井区、正215-2—正215-5井区、3451-1井区、3428-2井区、3444-2井区、3445-4井区等注采井网完善程度不高，剩余油丰度值较大(图7)。

图4 长4+5储层油藏剖面Fig.4 Chang-4+5 reservoir profile

图5 长4+5储层沉积相与剩余油分布关系Fig.5 Relationship between sedimentary facies and remaining oil distribution in Chang-4+5 reservior

图6 研究区剩余油分布与隔层分布关系平面图Fig.6 Relationship between remaining oil distribution and compartment distribution in study area

图7 长4+5储层注采井网与剩余油分布关系Fig.7 Relationship between the well pattern and the remaining oil distribution in Chang-4+5 reservoir

3.5 长4+5储层微观特征与剩余油含量关系

剩余油富集归根结底和储层微观孔隙特征有密不可分的联系。储层孔隙越小，储层内部流体越

难流动[27]，剩余油含量越大。长4+5储层孔隙度为1.6%～19.7%，平均为9.4%；渗透率为0.04～7.81 mD，平均为1.16 mD，隶属特低孔、低渗储层。孔隙度、渗透率与含水饱和度呈负相关，储层物性越差，含油饱和度越低，开发难度越高，剩余油的含量较大(图8)。

储层发育溶蚀孔、粒间孔、裂缝孔等主要孔隙类型[28-29]。压汞特征表明长4+5储层分选较差，细歪度，多数储层样品门槛压力较高，毛管曲线平台短，退汞曲线下降迅速，退汞效率低，有大量汞残余在孔隙中，储层孔喉小，孔隙结构复杂。以油气充注和采出为例，则剩余油饱和度高(图9、图10)。

根据最小流动孔喉半径方法，渗透率贡献值为99%时，孔喉半径为孔喉流动的半径下限[30-31]。将研究区压汞样品渗透率贡献值为99%时的最小孔喉半径求平均值，得到长4+5储层最小孔喉流动半径下限值是0.107 μm，而储层主体孔喉半径分布在0.016～0.063 μm(图10)，从而说明长4+5储层孔喉流动下限值高于储层孔喉平均半径，储层中有大量的流体不能流动，为束缚流体，因此储层中剩余油含量较高。储层微观孔喉特征将最终决定剩余油的富集量。孔喉结构越复杂，油气开采难度越大，剩余油含量越高。

综合而言，剩余油的分布主要受储层微观结构的控制，低渗透储层微观结构特征复杂，非均质特征强，孔喉大小与流动孔喉下限之间的关系直接影响储层中束缚流体的含量。顶面构造、沉积相、隔夹层的分布、注采井网的完善程度都从宏观上影响剩余油的平面富集。经过后期的压裂开采以及技术措施的提高，注采井网进一步完善，位于河道侧翼隔夹层厚度较大的地区，剩余油可挖潜的量仍然很大。剩余油产量提高的突破口最终在于储层微观孔隙结构的详细刻画，除上文讨论的孔喉大小外，剩余油分布还受到孔隙形态、储层润湿性、连通程度及孔喉非均质特征的影响[32]，后期需要进一步借助核磁、CT以及水驱油等微观试验手段分析研究。

图8 储层物性与含水饱和度关系 Fig 8 Relationship between reservoir physical properties and water saturation

图9 长4+5储层压汞曲线Fig.9 Chang-4+5 reservoir pressure mercury curves

图10 长4+5储层孔喉半径分布图Fig.10 Distribution of pore throat of Chang-4+5 reservoir

4 结论

(1)鄂尔多斯盆地旦八正359井区长4+5储层总体属于三角洲平原沉积，其中长4+52为三角洲前缘沉积，长4+51为三角洲平原沉积。

(2)以正359井区长4+521剩余油分布为例，运用单井控制面积法得到可采储量为34.33×104t，采用单井控制面积与射孔厚度综合因素分析法得到截至2016年4月底的累计产量为10.94×104t，分析得出剩余可采储量为23.39×104t。

(3)正359井区长4+5段储层剩余油富集状况受到构造、沉积相、隔层分布、注采井网完善程度和储层微观结构特征的影响。河道侧翼至分流间湾沉积相，隔层厚度较大、注采井网不完善的构造隆起井区，剩余油富集程度高。

(4)正359井区长4+5段储层孔喉流动下限为0.107 μm，储层主体孔喉大小集中分布在0.016～0.063 μm，小于孔喉流动下限值，因此剩余油丰度较高。储层微观特征是影响剩余油分布的关键原因，也是制约未来剩余油挖潜的主要因素。

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AnalysisontheMainControllingFactorsofResidualOilDistributioninChang-4+5SectionofYanchangFormationinZheng-359WellofZhidanArea

Yang Bo1, Ren Zhanli2, Deng Yaren2, Han Bo1, Zhu Li1, Wan Jun1, Cui Junping2, Ma wenqiang2

(1.ShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Yan＇an,Shaanxi716000,China; 2.StateKeyLaboratoryofContinentalDynamics/DepartmentofGeology,NorthwestUniversity,Xi＇an,Shaanxi710069,China)

Zheng-359 well area of Zhidan oilfield has entered aquifer stage, distribution and potential of remaining oil will become the main research target of increasing production in the next stage of oilfield. In order to further study distribution characteristics of remaining oil in Chang-4+5 reservoir of Triassic Yanchang formation in Zhidan area, based on the previous research, we researched characteristics of remaining oil distribution and main controlling factors in Chang-4+5 reservoir through deposition, structure, reservoir characteristics and production dynamic data analysis. It was concluded that remaining oil in Chang-4+5 reservoir is mainly distributed in river facies to diversion bay sedimentary facies, and remaining oil enrichment area developed separators and interlayers, injection and production well is not perfect, and uplift structure exists. Pore microstructure is the main factor affecting distribution of residual oil. Pore throat radius of Chang-4+5 reservoir is 0.016～0.063 μm, lower limit of flow pore throat is 0.107 μm, it finally determines total amount of residual oil.

residual oil; Chang-4+5 section; main controlling factors; Zheng-359 well area; Zhidan oilfield

TE327

A

国家自然科学基金“鄂尔多斯、沁水沉积盆地中生代晚期古地温场对岩石圈动力学深化及油气赋存的约束作用”(41630312)资助。

杨博(1983—)，男，本科，助理工程师，主要从事钻井工程方面研究。邮箱：306696664@qq.com.

邓亚仁(1991—)，男，硕士，矿产普查与勘探，主要从事油气成藏及评价方面研究。邮箱：824259147@qq.com.