化子坪黑山梁区块剩余油分布规律研究

张万 惠瑞瑞 杨永钊

摘要：针对化子坪黑山梁区块储层构造复杂及剩余储量动用程度较低的问题，本次研究主要通过对油层分布的认识、利用eclipse软件进行历史拟合，根据拟合结果研究该区块的剩余储量、各层采出程度和剩余油存在类型的剩余油分布规律。研究结果表明：①黑山梁区长6层的剩余储量从纵向分布来看，其它层位相差不大，C6层剩余油最多（占比29.63%），各层采出程度不均， C1～C3层采出程度低，在1.9～4.63%之间，C5～C6层采出程度相差不大，在6.6%～7.66%之间，C4层采出程度最高，为8.66%;②模拟层C1～C3剩余油相对富集，從剩余油平面分布来看，模拟层C1～C3存在大量连片剩余油，而模拟层C4～C6剩余油主要呈条带状分布和点状零星分布，所以模拟层C1～C3为下一步开发调整的主要对象;③黑山梁区长6层剩余油主要以注采不完善形成的剩余油、井网控制不住形成的剩余油以及砂岩边部区剩余油等五种形式存在。从而为明确油田具体的挖潜方向，提供可行的挖潜措施具有重要的意义。

关键词：黑山梁区块;剩余油;分布规律;挖潜措

0  引言

剩余油的形成有两方面的因素：地质因素和开发因素。地质因素包括储层的非均质性和油藏流体的基本特征，这是油藏描述应解决的问题[1]。开发因素主要指注采系统的完善程度、注采关系和井网部署、生产动态等。要正确地预测剩余油的分布，必须将两者合理而紧密地结合起来，这也是本研究的主要思路。本次研究主要通过对油层分布的认识、利用eclipse软件进行历史拟合，根据拟合结果研究该区块的剩余储量、各层采出程度和剩余油存在类型的剩余油分布规律，从而为明确油田具体的挖潜方向，提供可行的挖潜措施具有重要的意义。

1 剩余油的分布类型

1.1宏观剩余油分布类型

（1）主要受地质因素影响而形成的剩余油类型

①层间干扰型，该类型是典型的层间非均质性所致;②井网控制不住型;③成片分布差油层型;④好油层中平面上的差油层部分型，平面非均质性所致;⑤层内未水淹型，典型的层内非均质所致;⑥断层遮挡型：由于封闭性断层的遮挡作用，使断层面成为流体流动边界;⑦单向受效型：只有一个注水受效方向，而另一方向油层尖灭或油层变差，或者是钻通油层但未射孔，形成剩余油。

（2）主要受开发因素影响而形成的剩余油类型

①二线受效型;②滞留区型;③注采不完善型;④隔层损失型;⑤停产型;⑥分步开发型 [2]。

1.2 微观残余油分布形式

微观分布的剩余油是指宏观上已被注水波及驱扫后的某一时间油层微观孔隙中的剩余油。按形成原因将微观剩余油分为两种类型：第一类是由于注入水的微观指进与绕流而形成的微观团块状剩余油，因为没有被注入水波及到，所以保持着原来的状态。第二类是滞留于微观水淹区内的水驱残余油。这部分微观剩余油与微观团块状剩余油相比，在孔隙空间上更为分散，形状也更为复杂多样[3]。

2 纵向剩余油分布规律研究

2.1 各层剩余储量对比分析

截至2012年6月，在黑山梁区块长6层的开发历程中，由于储层物性条件、射孔状况、井网完善程度、连通状况等影响因素，各储层的动用状况有比较大的差异，通过计算目前各层剩余储量、采出程度等指标，具体研究储层目前的动用状况。

从表1可以看出，黑山梁区块模拟层C1～C5层原始地质储量相差不大，在139.87～144.49×104t之间，但C6层储量最大，其储量为423.29×104t，这是由于C6层油层厚度相对较大，所以地质储量相对比较大。从表1中可以直观的看出，目前模拟层C6层的剩余油储量最大。对比各层剩余地质储量占原始地质储量的百分比可以看出，模拟层C1～C3剩余油百分比相对较大，模拟层C4～C6相对较小，其中模拟层C2的剩余油百分比最大为98.1%，模拟层C4的剩余油储量百分比最小为91.34%，所以C1～C3模拟层是今后挖潜主要对象。这是由于C1～C3层是储集砂体核心部位，原始地质储量较多，但注采系统不完善，自开发以来，采出油量少，大量剩余油仍存于地下。而C4～C5层由于井网控制不住等因素，导致该油层组相对剩余油较多。C6模拟层由于其厚度比较大，原地质储量大，目前剩余油储量大，但剩余油储量占原始地质储量百分相对比较小。综上在主要开发调整C1～C3的同时也应兼顾其它层的剩余油富集区。

2.2 各层采出程度对比分析

从表1可以看出，由于受储层物性条件、射孔状况、井网完善程度、连通状况等因素影响，各层采出程度不均，模拟层C1～C3层采出程度低，C5～C6层采出程度相差不大，在6.6%～7.66%之间，C4层采出程度最高，为8.66%。这是由于模拟层C1～C3层位于油藏上部，注入水由于重力作用倾向于向油藏下部流动，油藏上部吸水量少，且射孔的油水井少，故采出程度低;模拟层C4～C5层，位于油藏下部，注入水由于重力作用倾向于向油藏下部流动，层位上射孔的水井数相对较多，吸水量相对较大，故采出程度较高;模拟层C6位于油藏的低部位，在注水过程中，注入水大量进入油层的下部并沿着高渗带快速突进，与此同时重力作用又不断使进入上部的水下沉，加剧了下部油层的水洗强度，故采出程度相对较高，但由于该模拟层位厚度大，故剩余油储量大。所以，从采出程度对比分析可以看出，下部剩余油挖潜应从整体着手但重点应在C1～C3。

3 平面剩余油分布规律研究

根据eclipse模拟计算结果[4]，绘制出目前（2012年6月底）油藏各个模拟层的剩余油饱和度分布图，分析剩余油分布特征。

从C1层剩余油饱和度分布图可以看出，层位上射孔的油水井数少，属于低井网控制层位，且位于油藏顶部，在注水过程中，注入水由于重力作用首先大量进入油层的下部，使上部油层水洗强度低，油层动用程度低，大部分仍然保持原始状态，如井297-10和井32-1之间区域存在大量连片的剩余油。

从C2层剩余油饱和度分布图可以看出，该层位上部署的油水井数较C1层略有增加，但是整体上还是典型的井网控制不住，存在大量连片剩余油。而且该层同样位于油藏的上部，水井注入水会由于重力作用首先大量进入油层的下部，使上部油层水洗强度低，油层动用程度低，亦导致存在大量连片剩余油，如井165-5和井301-10之间区域存在大量连片的剩余油。

从C3层剩余油饱和度分布图可以看出，此层位上射孔的油水井数明显增多，井网密度增大，由于注水井304-4、168-2、166-2、290-2、297-7、283-1、284-1吸水量大，使得这些水井附近的油井受效，局部含油饱和度减小，但受原始地质储量大，局部地区井网不完善且油藏上部总注水量低的影响，层位整体上仍存在连片的剩余油。

从C4层剩余油饱和度分布图可以看出，该层由于注水井300-2、294、291-3、277-1、165-1、297-7、283-1、166-1、284-1吸水量大，使得这些水井附近的油井受效，局部含油饱和度减小，但东南部和西南部的注采井数比较少，注采系统不完善使得整体上仍存在连片的剩余油。

从C5层剩余油饱和度分布图可以看出，此层位上西部剩余油饱和度高，中部剩余油饱和度较低，剩余油主要呈条带状分布和点状零星分布，这是由西部井网密度较小，井网控制程度低，油层吸水量小等因素所形成的。

从C6层剩余油饱和度分布图可以看出，该层剩余油富集区由块状分布逐渐变成条带状分布和点状零星分布。这是由于C6层位于油藏的低部位，在注水过程中，注入水大量进入油层的下部并沿着高渗带快速突进。与此同时重力作用又不断使进入上部的水下沉，加剧了下部油层的水洗强度，故采出储量相对较大。但是由于地区井网密度较小，井网控制程度低，油层吸水量小，油层厚度大，部分地区还是存在大量的剩余油。

4 结论

（1）黑山梁区长6层的剩余储量从纵向分布来看，C1～C5层剩余油储量相差不大，C6层剩余油最多，为395.3457185×104t，占原始地质储量的29.63%。

（2）各层采出程度不均，模拟层C1～C3层采出程度低，在1.9～4.63%之间，C5～C6层采出程度相差不大，在6.6%～7.66%之间，C4层采出程度最高，为8.66%。

（3）从剩余油垂向分布来看，模拟层C1～C3所对应地质层位长61-1、长61-2和长61-3的剩余油相对富集;从剩余油平面分布来看，模拟层C1～C3存在大量连片剩余油，而模拟层C4～C6剩余油主要呈条带状分布和点状零星分布。综上，模拟层C1～C3为下一步开发调整的主要对象。

（4）黑山梁区长6层剩余油主要以注采不完善形成的剩余油、井网控制不住形成的剩余油以及砂岩边部区剩余油等五种形式存在，是下步调整挖潜的重点[5]。

参考文献：

[1]翟上奇，孙广义，常会江，吴穹螈，雷源.水平井开发浅水三角洲相储层剩余油分布研究——以渤海A油田为例[J].辽宁石油化工大学学报，2019，39（05）：53-58.

[2]李俊飛，王鹏飞，尚宝兵，霍春亮，徐静.基于储层构型的三角洲前缘剩余油分布规律——以渤海湾盆地S油田东营组二段下亚段Ⅰ油组为例[J].断块油气田，2019，26（05）：580-586.

[3]齐兆英，李阳，吴东军，冯晓伟，王兆庆.石家河注水区剩余油分布规律及影响因素分析[J].中国石油和化工标准与质量，2019，39（18）：165-166.

[4]张卫刚，陈德照，张天涯，郭龙飞，陈中伟，王婧，赵晓红，陈贞万.JY油田C335区剩余油分布规律研究[J].北京石油化工学院学报，2019，27（03）：33-37.

[5]郭锦利，郭逸飞，卢本弢，王强.高含水油田剩余油分布规律及控制因素分析[J].化工设计通讯，2019，45（07）：29-30.

作者简介：

张万（1991-），男，汉族，硕士，油气田开发工程专业，助理工程师。主要从事油气 田开发等方面的技术研究工作。