华庆油田X 区剩余油分布研究

蒋天昊 王 朋 刘明明 吴国荣 李彦均

中国石油长庆油田第十采油厂 甘肃庆阳 745100

华庆超低渗透油藏自2008 年注水开发以来，由于储层物性非均质性强及微裂缝发育等因素，导致有效压力驱替系统难以建立。通过开展精细油藏描述研究，深化储层地质认识，结合油藏开发动态，搞清微构造、沉积微相、非均质性特征对油藏开发的影响，搞清油藏含水变化、产量状况和产量递减规律及压力分布及变化特征，利用油藏工程和数值模拟手段，对目前开发效果进行分析评价，研究制定合理开发技术政策，提出下步综合调整方案，指导华庆超低渗透油藏稳产开发。

1 油藏数值模型

油藏数值模型，即利用油藏数值模拟软件eC6lipse2015 进行区域模拟研究。根据长庆油田油藏原油物性特征，选择黑油模型。

根据地质模型测算，研究工区面积为36km2。地质模型经过粗化后，将油井生产动态数据、高压物性数据、相渗数据等导入软件，初步形成工区数值模型。

网格模型[1]为：平面30m×30m，C631-1、C631-2、C631-3、C631-4、C632-1、C632-2、C632-3、C632-4八个单砂层分别粗化为1 网格，网格总数为291×341×8=79.3848×104。

该区模拟研究中采用重力毛管平衡（EQUIL）初始化，得到油藏原始压力和含油饱和度模型。

2 历史拟合

参与生产历史拟合井数为290 口，动态资料模拟时间为2008 年1 月至2019 年8 月。历史拟合过程中，主要针对渗透率、压力及相渗曲线。先进行整体历史拟合，再进行单井历史拟合[2]。整体拟合效果分析见图1—图4。

图1 地层压力计算曲线

图2 研究区日产量拟合曲线

图3 研究区累积产量拟合曲线

图4 研究区含水率拟合曲线

影响单井生产状态的参数比较多，比如渗透率、表皮系数等。在进行单井历史拟合过程中首先要查看单井生产过程中采取过哪些措施。比如对油井进行压裂酸化，会导致油井周围渗透率增大等。

在油井生产动态分析研究的基础之上，开展单井历史拟合，尤其针对高含水井。本次总井数290 口，其中油井190 口、水井占100 口，最终拟合结果成功率高达87%，符合研究标准，可以进行下一步剩余油分布研究及开发方案设计等。图5 为陈19- 9 井动态指标拟合曲线。

图5 陈19- 9 井动态指标拟合曲线

3 剩余油分布规律研究

3.1 平面剩余油分布研究

剩余油分布受很多因素影响，比如井网、地质、注水、裂缝等。井网不同，水驱油渗流场不同，则剩余油位置不同。若是存在天然裂缝或者人工裂缝，则水容易沿着裂缝向前突进，水驱油波及面积较低。若注水强度过大，则容易形成优势通道，也会影响水驱油波及面积。根据开发经验可知，油井一旦见水，会在短时间内造成水淹[3]。

历史拟合成功之后，就可以逐层查看各小层剩余油分布结果。经研究发现，该区域剩余油分布主要分为三种：未射孔开采的层位剩余油富集；存在裂缝水淹过早油井附近剩余油富集；低渗区域注水未波及造成剩余油富集。

（1）原始未动用型：由于油井或者水井生产层位未射 孔 或 者 完 全 射 开C631-1、C631-2、C631-3、C631-4、632-1、C632-2、C632-3、C632-4，所以造成各个小层剩余油分布差异较大。井网未控制区域剩余油分布广泛。

（2）裂缝水淹型：该研究区存在天然裂缝，在注水过程中，水首先会延裂缝向前突进，导致油井过早水淹。然而裂缝附近的油由于未受到水的波及，所以形成剩余油[4]。

（3）低渗区富集型：由于储层的非均质性较强，高渗区域在注水过程中会首先形成优势通道；而低渗区域未受到波及，因为低渗区域的油很难被开采出来。

3.2 剖面剩余油分布

顺物源方向剖面剩余油富集程度高，垂直物源方向剖面剩余油主要富集在水井侧向油水井间水驱未波及区域。水线方向剖面，角井水淹水线主向水洗程度高，水线主向油井与水井连通层位水洗充分，无剩余油富集，油水井未连通层位未水洗，油水井间剩余油富集[5]。图6 为顺物源方向陈12- 11—陈12- 14 井连井剖面剩余油分布图。图7为垂直物源方向蛟30- 3—陈7- 19 井连井剖面剩余油分布图。

图6 陈12- 11—陈12- 14 井连井剖面剩余油分布图

图7 蛟30- 36—陈7- 19 井连井剖面剩余油分布图

4 结论

剩余油分布规律研究表明，平面上剩余油主要富集在井网未控制的大面积区域，以及水线侧向油水井间三角地带，储层非均质性导致剩余油局部富。顺物源方向剖面剩余油富集程度低，垂直物源方向剖面剩余油主要富集在水井侧向油水井间水驱未波及区域。水线方向剖面，油井与水井连通层位水洗充分，剩余油少或无剩余油富集，油水井未连通层位未水洗，或井网不完善区域，油水井间剩余油富集。