油房庄D5 油藏精细描述及剩余油挖潜技术研究

张鹏刚，张永平，赵 辉，范 鹏，李化斌，贺艳枚

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

1 油藏开发形势

油房庄油田D5 油藏位于伊陕斜坡油房庄局部穹窿带，构造两边低中间高，形成小型隆起。其砂体走向呈北东-南西向，为三角洲平原分流河道沉积，属于岩性-构造油藏。储层非均质性较强，边底水发育，平均厚度11 m，局部隔夹层发育，探明含油面积5.37 km2，地质储量223.53×104t，平均有效厚度9.2 m，孔隙度15.85%，渗透率11.91×10-3μm2，为中孔低渗储层[1]。

D5 油藏于2009 年3 月采用菱形反九点井网同步注水大规模开发，目前油井开井54 口，平均单井日产油2.2 t，综合含水69.6%，采出程度27.9%，注水井开井16 口，日注水平444 m3，单井日注28 m3，注采比0.96。

2 储层描述

2.1 地层划分

地层对比划分是储层精细描述、模型建立以及后期剩余油挖潜的基础，对于地层划分与对比，尤其是小层，研究上以层序地层学原理为基础，并结合沉积、构造、岩性、电性等特征综合考虑。

根据层序地层学，利用标志层、电性特征标志、沉积旋回、岩性厚度对比等方法，对D5 油藏78 口油水井X2 地层进行了系统划分与对比，划分为6 个单砂层，单砂层平均地层厚度5.1 m（见表1）。

表1 D5 油藏地层划分结果

2.2 微构造研究

在陕北斜坡东高西低的大构造背景下发育一系列北东-南西河流相-三角洲沉积。D5 油藏位于其中一条分流河道上。油藏整体表现为一中间高、两边低、横向跨度约2.0 km 的小型隆起，局部发育小高点、小低点、鼻状构造和小沟槽4 种微构造，构造继承性较好，构造平缓，起伏较小，主体部位幅度差12 m 左右，构造小高点主要位于D21 井、D19 井、D20 井处。而且D5 油藏为底水块状油藏，构造高部位含油性好，油井累产油多，低部位油井含油性相对较差，累产油较少，为岩性-构造油藏。

2.3 沉积微相研究

根据区域沉积背景、岩心观察资料，认为D5 油藏在沉积过程中，由于坡度极其平缓，湖盆萎缩，已完全处于水上环境，属于三角洲平原沉积，物源主要来自北东方向。根据岩心颜色、沉积构造、层序特征、粒度特征、电测曲线形态等综合分析，结合区域沉积环境背景，对D5 油藏沉积微相进行分析，认为D5 油藏微相发育分流河道、河道侧缘、天然堤、决口扇、分流间湾[2]。

在平面上，D5 油藏发育北东-南西向4～6 条分流河道，单河道宽度在100～750 m，平均500 m，宽厚比25～150，河道最宽处1 600 m。纵向上，多期河道叠加，顺物源方向沉积微相连续性较好，垂直物源方向沉积微相连续性相对较差。

2.4 砂体展布

受沉积微相的控制，D5 油藏砂体呈北东-南西向条带状展布，河道主体部位砂体较厚，最厚可达9.4 m，局部连片发育。

根据不同成因单砂体的组合关系，可将D5 油藏单砂体的接触组合样式分为三种：分流河道－分流间湾－分流河道接触，分流河道－河道侧缘－分流河道接触，分流河道－分流河道接触，不同的接触模式，在剖面上会显示出“厚-薄-厚”特征。

通过单砂体纵向上接触关系及小层内测井响应特征，发现D5 油藏不同期次分流河道垂向上以相互切叠（40%）及叠加（33%）为主；同期单河道接触以侧切式与对接式为主；单河道宽度在100～750 m，平均500 m，宽厚比25～150。

3 储层非均质性研究

3.1 层内非均质性

D5 油藏X221小层渗透率级差主要分布在5～10，平均9.12；渗透率突进系数主要分布在0～2，平均1.98，渗透率变异系数主要分布在0.3～0.5，平均0.44，X221非均质程度为中等；X222、X223小层表现为中等偏强（见表2）。

3.2 层间非均质性

层间非均质性是指相邻储层或砂体垂向上岩性、结构、物性等方面的差异，层间非均质性是引起注水开发过程中层间干扰、水驱差异和单层突进的内在原因。由于陆相储层的层数多、厚度小、横向变化快及连通性差，因此层间非均质性非常突出[3，4]。

D5 油藏隔层厚度小，局部发育，多为单层，层内夹层发育程度低，大部分井隔层厚度＜1.0 m。X2 以物性隔层为主，仅在油藏中部和西南部连片发育，中部隔层厚度平均1.1 m，西南部隔层厚度平均0.8 m。

4 水驱规律研究

随累计采出增加，见水井逐渐增加，综合含水逐步上升。目前水驱见效井40 口，见效比例83.3%，见效井主要位于油藏中部，其中Ⅰ类见效井受储层平面非均质性影响较大，Ⅱ类见效井主要受储层物性特征较差影响，水驱受效缓慢，Ⅲ类见效井主要受平面、剖面非均质性的双重作用。未见效井主要位于油藏边部，主要受储层物性差影响。与初期相比，高含水井占比由50%上升到54%，水淹井占比由6%上升到21%，油井见水主要受边水侵入（42.6%）、注入水突进（19%）、底水锥进（17%）影响（见表3）。

（1）边水内推导致含水上升：由于D5 油藏边底水发育，同时受采液强度大等因素的共同影响，导致边水内推锥进、油井含水升高，占高含水油井的42.6%。

（2）注入水突进导致含水上升：受地层应力、裂缝等的影响，注入水沿渗流优势通道快速突进，造成油井含水快速上升，采出程度低，剩余油富集，吸水剖面表现为尖峰状或指状吸水。

（3）底水锥进导致含水上升：D5 油藏底水油藏储层厚度大、水体大，天然能量充足。在油藏开采以前，水位于油层下部，油位于油层上部，打开层段下面，将形成半球状的势分布。由于垂向势梯度的影响，油水接触面会发生变形，在沿井轴方向势梯度达到最大。

由于D5 油藏为同步注水开发，水驱逐渐受效，截至目前，油藏整体水驱受效，受构造变化影响较小，受非均质性影响较大，水驱方向性明显，见效方向性明显，其控制因素主要受沉积期次、射孔位置、储层非均质性以及注水方式的影响。

表2 D5 油藏储层层内非均质性评价表

表3 D5 油藏2014-2019 年含水上升原因统计表

5 剩余油分布规律

定性、定量研究剩余油的分布规律，是改善处于中后期油藏开发效果的一个有效途径，三维地质模型是油藏数值模拟的最终成果，它能表征储层特征及剩余油在三维空间上的分布和变化。通过对油藏平面和剖面上剩余油饱和度的定量研究，最为形象和直观地再现油水在地下的运动以及剩余油在储集空间的分布情况，从而准确界定有利区的空间位置及其分布范围，直接为油藏加密调整和剩余油挖潜提供直接的理论依据。

5.1 剩余油平面分布特征

在平面上，D5 油藏受前期水驱、沉积微相、裂缝等的影响，注入水沿着高渗层段单向突进，形成优势水流通道，剩余油在东北部主要分布裂缝侧翼、井间水驱未波及区域，呈条带状分布，西南部构造小高点上，剩余油呈土豆状分布。

5.2 剩余油剖面分布特征

在剖面上，D5 油藏小层剩余油主要集中在受隔层格挡水驱未波及到的区域、底水锥进井井间区域和因河道间物性隔层格挡、水驱未波及区域、主河道砂体油层注水未波及部位。

5.3 剩余油分布受控因素

D5 油藏剩余油的富集，受到构造位置、水驱状况、底水锥进相带格挡的多重控制，构造高部位油层较厚，注入水对底水有一定压制作用，导致构造高部位含油富集。另外由于D5 油藏砂体物性呈正韵律分布特征，注入水沿下部渗透性好的层推进至油井，导致油井高含水，另外河道间的低渗条带格挡了注入水向油井的推进，形成局部剩余油富集区。

5.4 剩余油挖潜研究

在了解剩余油的分布特征及受控因素后，在油藏东北部构造高部位剩余油富集区设计加密两口虚拟井进行剩余油挖潜（见表4）。

表4 虚拟井产量表

方案设计好之后，根据定压力进行模拟预测10年，到预测期末，根据数模运算结果，加密虚拟井DX1累计产油1.59×104t，DX2 累计产油1.82×104t，加密方案累产油提高3.4×104t，采出程度提高0.68%。

6 结论

（1）D5 油藏储层整体表现为中间高两边低，横向跨度约2.0 km 的小型隆起，局部发育多个低幅度构造高点，构造相对平缓，起伏较小，继承性较好。

（2）D5 油藏砂体受沉积微相的控制，呈北东-南西向条带状展布，河道主体部位砂体较厚，最厚可以达到9.4 m，局部连片发育，储层非均质程度为中等。

（3）分布受储层物性的影响，物性好的地方容易形成优势渗流通道，导致局部存在水驱不均，平面、剖面矛盾突出。

（4）针对优势渗流通道，注水井尖峰状、指状吸水的状况，为均衡上下段注水强度，应实行以优化注水、堵水调剖为主的开发政策，封堵高渗层段，均衡油藏水驱。

（5）剩余油在东北部主要分布裂缝侧翼、井间水驱未波及区域，呈条带状分布，西南部构造小高点上，剩余油呈土豆状分布。