JY油田C335区剩余油分布规律研究

张卫刚，陈德照 ，张天涯，郭龙飞，陈中伟，王 婧，赵晓红，陈贞万

(1.中国石油长庆油田分公司第八采油厂地质研究所，西安 710018；2.北京凯博瑞石油科技有限公司，北京，100083;3.中国石油长庆油田分公司第十一采油厂地质研究所，西安 745000)

JY油田延长组属于低孔超低渗油藏，油藏多呈分散分布，主要富集在致密砂岩背景下的高效储层中[1-2]。由于储层的非均质性，采出状况具有严重的不均一性，从而形成剩余油的分布[3]。砂体间的接触关系和内部的夹层分布模式不同，直接控制注水开发过程中的水驱波及特征和剩余油的分布模式[4-6]。前人关于剩余油分布描述的方法很多[7-14]，利用分流能力与剩余油储量丰度双参数，确定剩余油优势潜力场，体现了剩余油储量大小、分流能力、原油可动用的难易程度，为后期开发方案调整、井网加密及剩余油挖潜提供了科学依据。

1 区域概况

JY油田C335区长8沉积时期属于三角洲前缘沉积环境，发育有水下分流河道、河道侧翼、分流间湾沉积微相类型，有利相带为水下分流河道。物源方向来自北东向，河道砂体自北东由多条河道相互交汇向西南方向展布。长82-长81时期为湖盆扩展期，在长82时期湖盆萎缩，河道砂体大规模沉积，长81时期湖盆明显扩展，河道砂体发育较差。总体上长8储层原油性质较好，具有三低特征，即低密度、低黏度、低凝固点。地面原油密度为0.84 g/cm3，黏度为5.17 mPa·s，凝固点为19 ℃。工区长8油藏2010年开始规模建产，采用菱形反九点480 m×150 m井网，实施超前注水方式开发，目前处于开发中期稳产阶段。

2 油藏数值模拟

2.1 模型建立

油藏模型的建立就是将实际油藏数值化，即用数据把全部影响油藏开发动态的油藏特征描述出来。本次以地质建模网格粗化提供的三维地质模型和静态参数场，形成C335井区长8油藏三维油藏基础模型。

为了精细反应油藏的动态特征变化，根据C335油藏分布特点，便于模拟与分析，将整体三维地质模型粗化为北部和南部2个模型。其中北部模型网格平面上采用20 m×20 m均匀网格系统，纵向划分35个网格，形成189×169×35=111.7万的网格系统，区域主要为北部C96区；南部模型网格平面上采用20 m×20 m均匀网格系统，纵向上为30个网格，形成325×463×30=451.4万的网格系统，区域包括中部C335区、西部L43-67区、西南G166区、南部L58-53区和东部J126区；模拟总节点数为563.2万个，北部、南部数模模型分别如图1、图2所示。

图1 北部数模模型 Fig.1 The numerical simulation model of the northern part of the study area

图2 南部数模模型 Fig.2 The numerical simulation model of the southern part of the study area

2.2 油藏特征参数

2.2.1 油藏及岩石流体属性参数

收集整理本次研究区油藏岩石流体属性参数，获得油藏数值模拟所需的各种基本油藏物理参数(如表1所示)和高压物性数据曲线。

表1 研究区油藏岩石流体基本属性参数

Table 1 Basic attribute parameters of reservoir rock fluid in study area

层位原始地层压力/MPa地层温度/℃地层原油密度/(kg·m-3)原油压缩系数/(10-4MPa)地层原油黏度/(mPa·s)原油体积系数长818.7581.40.72612.51.271.269

2.2.2 油水相渗曲线

在油藏数值模拟中使用油水相对渗透率曲线一方面是描述油水分布特征；另一方面是模拟油水渗流规律。由于本次模拟研究主要用饱和度场描述油水分布，通过分析研究本区4口井的相对渗透率曲线，北部选择C96井的相对渗透率曲线，对饱和度场进行端点标定，拟合调整得到符合该井区模拟研究的相对渗透率曲线，如图3所示；南区通过对3口井的相对渗透率数据进行归一化处理，通过端点标定和拟合调整，从而得到能够代表南部油藏平均相对渗透率曲线，如图4所示。

图3 北部油水相对渗透率曲线 Fig.3 Oil-water relative permeability curve in the northern part of the study area

图4 南部油水相对渗透率曲线 Fig.4 Oil-water relative permeability curve in the southern part of the study area

2.3 历史拟合

对整个油藏北部和南部模拟阶段产油量、含水进行拟合，拟合结果如图5、图6所示。由图5、图6可以看出，拟合效果较好，拟和率达到95%以上，控制在合理误差范围之内。通过参照试井分析、油井的施工作业以及压裂酸化情况等资料，调整井区渗透率、表皮系数等参数来拟合产油量、含水率、井底流压等单井指标。本区实际拟合生产井共198口，其中拟合好的井169口，占比85%，拟合较好23口，占比12%，拟合差的井6口，占比3%，结果如图7、图8所示。

图5 C335北区产油量、含水拟合 Fig.5 Fitting of Oil Production and Water Content in the north of the study area

图6 C335南区油藏产油量、含水拟合Fig.6 Fitting of Oil Production and Water Content in the south of the study area

图7 L28-104井产油量拟合Fig.7 Oil production fitting of well L28-104

图8 L28-104井含水率拟合Fig.8 Water cut fitting of well L28-104

3 剩余油描述

3.1 剩余储量表征

3.2 优势潜力丰度

优势潜力丰度是剩余油的分流能力与剩余油储量丰度的乘积，既反映了地下的剩余油储量，也反映了剩余油的分流能力，从而可以确定剩余油优势潜力场。优势动用潜力丰度体现了剩余油储量大小、分流能力、原油可动用的难易程度。

QL=A3×100hφρo/BO

(1)

(2)

其中：QL为优势潜力丰度，104t/km2；A3为分流能力，%；Kro为油相相对渗透率，mD；Krw为水相相对渗透率，mD；μo为地层原油黏度，mPa·s；μw为地层水黏度，mPa·s；SO为含油饱和度，%。

3.3 剩余油分布规律

3.3.1 平面剩余油分布特征

数值模拟区块目前剩余油分布特征如图9、图10所示。目前未动用储层长811-2小层主要在北部C96区北东部L32-106井处，呈连片状分布特征；长812-2小层西南G166区块L47-56井～L55-50井从西北向东南方向剩余油呈条带状相对较为富集；长821-2小层北部C96区中部和东北部富集，中部C335区分布于中部及东北部，西部L43-67区分布于油藏中部，西南G166区分布于油藏中部及西北部；长822-2小层剩余油主要富集在南部L58-53区油藏中北部。

图11 L28-105井～L36-105井剩余油优势潜力丰度剖面Fig.11 Preponderant potential abundance profile of residual oil from well L28-105 to well L36-105

图9 北部长821-2小层优势潜力丰度平面图Fig.9 Plane map of dominant potential abundance of Chang 821-2 layer in the northern part of the study area

图10 南部长821-2小层优势潜力丰度平面图Fig.10 Plane map of dominant potential abundance of Chang 821-2 layer in the southern part of the study area

3.3.2 剖面剩余油分布特征

剖面上剩余油分布特征表现为：一是注入水未波及区域造成井间剩余油较为富集，以及尚未动用储层剩余油较为富集，如图11所示；二是受储层物性、沉积韵律、裂缝发育等影响，吸水剖面不均，水驱油程度不同，造成剩余油分布差异较大。

4 结论

(1)在单砂体刻画的基础上，为精细描述油藏物性及非均质性建立了北部和南部2个模型，模拟总节点563.2万个，并分区进行归一化相对渗透率曲线和饱和度端点标定。

(2)利用分流能力与剩余油储量丰度双参数，确定剩余油优势潜力场定量表征剩余油分布规律；长8油藏整体采出程度较低，为4.12%，剩余地质储量主要集中在长821-2小层。

(3)平面上剩余油主要分布在各开发单元的中部或东北部，呈连片条带状；剖面上受沉积相带、单砂体接触关系、储层物性及非均质性影响，剩余油分布在水驱难以驱替的区域及目前尚未动用油层段。