强边水油藏剩余油分布规律及主控因素研究

白伟龙

（中国石化河南油田分公司新疆采油厂，新疆奎屯833200）

1 研究区概况

春光油田构造上位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起东部。地势北高南低，轴向为北西—南东向，其东面和南面为两大生烃凹陷即沙湾凹陷和四棵树凹陷，西面和西北面邻近加依尔山。春光油田地层由老至新分别为石炭系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系，石炭系以上地层连片分布，并层层超覆于下伏地层之上，构造相对平缓，地层倾角一般约为2°，地层较宽缓。目前已在沙湾组、白垩系、古近系发现各类含油小砂体60余个，埋藏深度在829.3～1964.5m之间，油层厚度在1～7.2m 之间，油层平均厚度3.4m，储层孔隙度26.48%～35.3%，渗透率358.9～3729.4μm2，属高孔、高渗储层。

2 剩余油分布特征

2.1 构造模型建立

由于春光油田稀油小砂体属于单层油藏，建立顶面构造形态是搭建构造模型的基础。储层的顶面构造形态是依据地震反射波与地质层位的对应关系，应用地震解释软件对含油层位进行解释追踪而得到的，同时利用调整后的井点分层数据和构造面进行双重控制，在Petrel软件中建立层不同稀油小砂体面模型。

2.2 边水模型的建立

春光油田属于强边水油藏，考虑到水体模型适合程度以及模型运算速度，模型采用Carter-Tracy 法解析水体。

2.3 属性模型的建立

在测井数据离散化的基础上，通过数据正态变换和变差函数分析，运用序贯高斯随机模拟方法建立孔隙度、渗透率分布模型，主体部位含油饱和度为75%。

2.4 历史拟合

应用Eclipse 软件建立油藏数值模拟模型，对典型区块开发生产全过程进行历史拟合，在拟合过程中，确保变化趋势与数量级上，以及对应的累产液量、累产油量、含水率上均有较好的模拟，保证单井拟合率达85%以上，全区拟合率达90%以上，从而保证模型的可靠性。

2.5 剩余油分布特征

在历史拟合的基础上可得到油藏目前的含油饱和度及压力分布状况。典型砂体目前含油饱和度分布图见图1，从含油饱和度分布图上可以看出，剩余油主要在砂体高部位及侧翼较富集。

根据剩余油分布特征、水淹特征和剩余油丰度特征总结出春光常采三类剩余油分布模型：一是高部位压力保持水平高，泄油程度有限，储量难以充分动用(40m)，形成阁楼油富集区；二是边水沿砂体主体区域推进，砂体两侧部分储量未充分动用，形成侧翼油富集区；三是非主流线区域滞留型剩余油。

3 剩余油分布主控因素

利用油藏工程方法研究了不同因素对剩余油分布的影响。结合油藏实际情况，在研究剩余油分布规律影响因素时，主要研究了原油粘度、水体能量、储层非均质性、砂体形态、采油速度。最后使用响应面曲面法进行多因素分析，确定影响剩余油分布的主控因素。

图1 不同类型砂体剩余油分布饱和度图

3.1 储层非均质性对剩余油分布的影响

建立渗透率级差为2、4、8、16 的典型模型，进行模型运算，对比不同方案的开发效果。当渗透率级差越大，无水采油期越短，含水上升越快，相同含水率的情况下采出程度越低，开发效果越差，此外渗透率极差越大，边水易沿着渗透率大的地方突进，更容易导致窜流现象，最终剩余油饱和度越大。

3.2 油水粘度对剩余油分布的影响

为了研究流体粘度对稀油油藏开发影响的敏感度，以外部水体体积100倍、采液速度取6%，采用300m直井排状井网开发的典型模型为例，建立不同原油粘度条件下的典型模型，通过对比原油粘度1、2、5、10和50MPa·s 不同原油粘度模型（图2），可以看出，随着原油粘度的增加，边水突进越严重，水窜越严重，油井见水后含水上升速度越快，采出程度较低。

图2 不同原油粘度油藏油井含水95%时含油饱和度图

3.3 砂体形态对剩余油分布的影响

为了对比不同类型油藏剩余油分布模式的不同，储量的合理开发，建立了不同横纵比1∶1、1∶3和1∶5三种类型的单元典型模型，研究在相同采液速度、原油粘度下的储量动用情况。为了符合春光稀油小砂体的特点，以外部水体体积100倍、油水粘度比1∶1，采用单井点井网开发的典型模型为例，建立不同横纵比油藏的数值模型（图3），对比可以看出，随着横纵比的加大，侧翼剩余油越来越多。

3.4 采液速度对剩余油分布的影响

图3 不同横纵比典型模型油井含水95%时含油饱和度图

为了确保今后新区水线的均匀推进，储量的合理开发，建立了横纵比大于5的单元典型模型，研究不同采液速度下的水线推进情况，确保新区的合理配产。边水水体体积100倍、油水粘度比1∶1，采用300m直井排状井网开发的典型模型为例，对比不同采液速度下边水均匀推进情况（图4），采油速度越小，其开发效果越好，相同含水率情况下采出程度越高，随着采液速度的增大，边水突进逐渐严重，在8%以下的采液速度边水推进相对均匀，当边水速度大于8%以上时，边水突进严重，影响了单元的开发效果。

图4 不同采液速度下含水95%时含油饱和度图

3.5 边水能量对剩余油分布的影响

春光油田稀油小砂体具有充足的边水能量，属于刚性水驱油藏，边水的大小对油水分布有重要的影响作用，为研究边水能量对流线特征的影响，在本次流线数值模拟中，设置的水体为网格和数值类型，采液速度4%，边水大小是油区体积的20、50、100、200 倍分别进行计算对比分析。从图5流线图对比来看，边水能量越大越不利于采油井上方砂体顶部泄油。

图5 不同倍水体流线图

不同水体体积大小下的高部位泄油半径，随着外部水体体积的增大，高部位泄油半径快速减小；当水体体积大于50倍时，高部位泄油半径下降幅度有限，泄油半径在30～40m左右。

3.6 影响剩余油分布的主控因素

采用响应面曲面法对剩余油富集规律影响因素进行多因素分析。响应面曲面法是一种实验条件寻优的方法，适宜于解决非线性数据处理的相关问题，通过对过程的回归拟合和响应曲面、等高线的绘制，可方便地求出相应于各因素水平的响应值。在各因素水平的响应值的基础上，可以找出预测的响应最优值以及相应的实验条件。

通过影响因素的影响程度越大，所以显著影响因素从大到小依次为：采液速度、油水粘度比、边水能量、砂体形态、渗透率级差。然而对于确定的区块，其油水粘度比、渗透率级差、砂体形态、边水能量等因素已是确定的，通过调整采油速度和井距可以影响区块的采出程度和采收率。

当渗透率级差较小时，采出程度随采液速度增大而增大；当渗透率级差较大时，采出程度随采液速度增大而减小。这是因为渗透率较差小，层间非均质性较弱，边水波及较均匀；而渗透率级差较大时，层内非均质性较强，采液速度增大，使得边水更容易沿着高渗部分突进，其波及程度和采出程度降低。所以实际油藏应该根据渗透率级差而制定合适的采液速度，以保证油藏高效开发。

当油水粘度比较小时，采液速度对采出程度及波及程度影响不大，当油水粘度比较大时，水油流度比较大，采出程度和波及程度随采液速度增大而减小。说明当油水粘度比较大的情况下较高的采液速度更容易引起舌进。

4 合理工作制度研究

为了确保今后新区水线的均匀推进，储量的合理开发，在本项目中分别研究了不同油藏类型横纵比、不同边水能量大小、不同采液速度、不同原油粘度等油藏和开采元素对刚性水驱油藏剩余油分布的影响，通过前面的理论模型、实际模型和油藏工程方法相结合的研究，给出今后新区开采的合理采液速度。

5 结论与认

（1）建立了不同横纵比1∶1、1∶3和1∶5三种类型的单元典型模型，研究显示随着横纵比的加大，侧翼剩余油越来越多；

（2）随着采液速度的增大，边水突进逐渐严重，在8%以下的采液速度边水推进相对均匀，当边水速度大于8%以上时，边水突进严重，影响了单元的开发效果；

（3）通过对比原油粘度1、2、5、10和50MPa·s不同原油粘度模型，可以看出原油粘度越大，边水突进越明显，井间剩余油越富集;

（4）统计不同水体体积大小下的高部位泄油半径，随着外部水体体积的增大，高部位泄油半径快速减小；当水体体积大于50倍时，高部位泄油半径下降幅度有限，泄油半径在30～40m左右。