唐114區長6油藏剩余油主控因素與分布模式

楊海龍，張新春，楊興利，陳玉寶

(1.延長油田股份有限公司寶塔采油廠，陜西延安 716005；2.延長油田股份有限公司，陜西延安 716000)

國內低滲油藏剩余油主控因素研究開展很多，但是針對鄂爾多斯盆地超低滲透油藏的研究還不充分，現有的研究不足以支撐本區域油藏的高效開發。本文通過項目的開展，分析了唐114區域剩余油類型、成因，量化了剩余油的分布，為后續東部長6油層注水開發綜合治理、實現老區穩油控水、提高區域水驅最終采收率提供了示范。

1 研究區開發現狀

延長油田甘谷驛采油廠唐114井區自2006年投入開發以來，探明含油面積22.43 km2，主要開采層位為長6油層。油藏儲層屬中孔低滲儲層類型，主力小層儲層物性的各向異性較弱，且層間、層內儲層非均質性較弱，適合于合層注水開發[1]。按地質差異與開發效果劃分，唐114井區分為3個區塊，分別是：唐114井區整體早期注水區(7.77 km2)、唐157注水開發科學示范區(6.94 km2)和唐60井區整體早期注水開發試驗區(7.72 km2)。唐114區塊于2008年采取整體早期注水開發，其中唐60和唐157區塊于2009年6月進行整體開發。

截至2017年12月，井區內共有油井472口、注水井183口，累計采油29.56×104t，采出程度為3.3%，綜合含水率為68.38%。地質儲量采出程度與可采儲量采出程度的巨大差異，表明研究區的剩余油挖潛潛力巨大。

2 剩余儲量的分布特征

2.1 剩余儲量的計算方法

本文對剩余儲量的研究主要采用物質平衡法。單井控制地質儲量采用容積法計算[2-3]：

Ni=100×Ai×hi×Фi×Soi×ρoi/Boi

(1)

式中Ni——單井控制地質儲量，104t；

Ai——單井控制含油面積，km2；

hi——單井平均有效厚度，m；

Фi——單井平均有效孔隙度，小數；

Soi——單井油層含油飽和度，小數；

ρoi——地面原油密度，g/cm3；

Boi——地層原油體積系數，無量綱。

當油藏開發一段時間后，單井采出油量為Npi，而單井地下剩余的儲量為Nri：

Nri=Ni-Npi

(2)

2.2 計算參數的確定

2.2.1 單井控制面積的確定

單井控制面積為單井至各鄰井距離的1/2范圍內的面積，各井所能控制的面積大小隨井距而異[4-5]。

經統計，研究區長6油層沉積單元圈定結果為：單井控制含油面積在0.01～0.1 km2，平均單井控制面積取0.03 km2。

2.2.2 其他計算參數的確定

根據儲層地質研究成果，參與計算的有效厚度、有效孔隙度、含油飽和度、地面原油密度和體積系數均采用已有研究確定的各單井測井數據值及實驗分析值(表1)。

表1 研究區儲量計算參數統計表

2.3 油井單井分層采出量

甘谷驛油田唐114區長6油藏主要采用多層合采的開采方式。為了準確研究各小層的剩余油情況，單井產量在層位上的劈分至關重要。不同學者有不同的方法[6-7]。本文主要根據儲層特征與生產情況對油井多層合采井產量進行劈分。具體劈分方式如下：

(1)測試產液剖面井：此類井共22口，其累產量的劈分依據產液剖面測試結果，將累產劈分到各自小層。

(2)未測試產液剖面井：此類井情況較多，其很多射孔段不是同時打開，或者只是一部分打開。這部分井可按照打開時間段計算各打開層的累產油量；對于同時打開生產的時間里的產量，依據歷年周圍注水井吸水剖面測試結論結合注采連通分析計算的動態連通系數，將注水量劈分到油井。據統計，唐114區塊長6油藏歷年測試過吸水剖面的水井共162口之多，超過90%的水井有測試資料，因此，此法較為適合本區域。

2.4 剩余儲量的計算結果

根據統計的452口單井截至目前的累計采油量，劈分得到單井單層累產油量，同時，結合已有研究的單井油層參數及地質儲量，用單井單層原始地質儲量減去對應小層的累計采出油量，即得出單井對應層位的剩余油地質儲量。

通過對各小層的剩余地質儲量的詳細計算統計，最終確定出甘谷驛油田唐114區長6油藏的剩余油情況(此次統計數據截至2017年12月)，其結果見表2：

表2 甘谷驛油區長6油藏剩余儲量結果統計表

統計結果表明：剩余地質儲量在100×104t以上的小層有長61-2、長61-3、長62-3，這3個小層剩余儲量依次減少，目前區塊內主要的剩余油仍然分布于這幾個小層內；剩余地質儲量在(50～100)×104t的小層有長61-1和長62-2；其次剩余儲量較多的小層為長62-1和長63-1；而其他小層儲量很少且分布零散。

3 剩余油分布的控制因素

研究區剩余油富集區主要集中于注采井網不完善及局部井網不完善區、個別擴邊區油層多疊合區和低采出程度區。根據剩余油的形成機制，從橫向、縱向和裂縫3個方面考慮，將研究區剩余油的主控因素歸納如下。

3.1 橫向主控因素

3.1.1 沉積相控制

研究區長6儲層整體屬于河流相三角洲前緣、平原相沉積，從下至上多期河道疊合，儲層非均質性較強[8-9]。河道中部砂體厚，儲層物性好，水驅較充分，剩余油飽和度較低；河道邊部屬泥質粉砂，砂體薄，儲層物性差，水淹程度低，造成剩余油富集區。

長61-1沉積相與剩余油面積疊合圖(圖2)顯示，在河道中部，砂地比大于0.6的儲層物相相對較好，水驅充分，剩余油分布較少；而在分流河道側翼的砂體中，儲層物性相對河道中部差，水驅效果差，多形成剩余油滯留區。

圖1 單井控面積確定示意圖

3.1.2 井網控制

井網不規則，注采系統不完善，造成注水井偏少，水驅見效面積成小塊狀不連片[10-11]。還有油水井注采不對應，如油水井不在同一個小層注采的(如注水井在長61注水井組內的個別油井在長62生產，這類問題相對較少)，或油水井在同一個小層注采但不在一個小油層上，即注采不連通(如注水井在長61-1注水，而采油井在長61-2或長61-3開采的，這種情況所占比較大)。因無注無采、有注無采和有采無注而造成的剩余油占唐114井區剩余油儲量的80%左右。

3.2 縱向主控因素

3.2.1 沉積韻律控制

韻律在一定程度上控制著層內剩余油的分布。經過長期注水沖刷和重力分異作用，韻律對剩余油控制的影響越來越大。以研究區多口井吸水剖面測試為例(圖4)，正韻律儲層水線沿油層底部向上推進，油層下部水淹嚴重；油層上部波及體積小，含油飽和度較高，剩余油富集。甘谷驛油田唐114區長6油層正韻律層多分布于遠砂壩到分流河道的微相中。

圖3 注采系統不完善造成的剩余油區

圖4 縱向韻律影響水驅油效果

3.2.2 構造控制

構造也是影響研究區剩余油分布的重要因素之一。研究區構造高部位或具有鼻狀隆起的部位剩余油富集，主要是因為隨著開發的深入，水線會沿著構造線逐步縮小，油井下部含水飽和度高，上部含水飽和度低，較難動用。

從長63-1頂面構造圖與剩余油疊合圖(圖5)上來看，在1295-5井區附近，長63-1地層凸起，形成一個大的鼻狀構造；在重力的影響下，油處于水的上部，隨著開發的不斷進行，水線上升，大量剩余油富集于鼻狀構造頂部。

圖5 研究區長63-1頂面構造與剩余油疊合圖

3.2.3 非均質性控制

隔夾層對流體滲流起遮擋作用，受隔夾層控制的儲層上部注入水往往波及不到。對于隔夾層控制的剩余油，動用難度較大，必須通過針對性的鉆井或者射孔才能得到有效動用。唐114區砂層間、層內均表現出較強的非均質性，在一定程度上影響著剩余油的分布。

如圖6所示，油層間存在不同厚度的隔夾層，在射孔油層段，隨著生產的不斷進行，剩余油逐漸減少；而在與之相連的油層段，由于夾層的存在，兩油層間相互分離，無法有效連通，導致生產油層以外的油層剩余油富集。

圖6 研究區油藏剖面圖

3.3 裂縫主控因素

甘谷驛油田長6露頭裂縫較為發育，裂縫方位主要有近東西向、近南北向、北西向和北東向。裂縫方位較為穩定，以近東西向為主，絕大部分為水平裂縫[12]。在注水過程中，若壓力過高，容易引起隱性裂縫的開啟，導致油井過早水淹，注水波及效果變差，這樣會對剩余油的形成起到一定影響。

基質孔隙中基本無水驅油現象，大量的油殘留在孔隙介質中。注入水快速沿裂縫上升，水驅油見效快，而在裂縫垂向上，水幾乎波及不到，形成殘余油區。

研究區長6油藏微細裂縫較為發育，且裂縫周圍發育細小孔隙，裂縫和孔隙對驅油效果共同起作用，構成該油藏的主要驅油方式。

4 剩余油的分布模式

4.1 橫向分布模式

從橫向上來看，研究區剩余油的分布主要呈狹長帶狀、朵狀及片狀(圖8)。

圖7 裂縫驅油殘余油示意圖

圖8 研究區長61-1剩余油平面分布圖

狹長帶狀主要是受沉積相及注采井網控制而形成的，在河道中心帶部位，儲層物性好，砂體連片性好，沿河道方向。雖然經過多年開采，剩余油規模仍然較大。

朵狀剩余油的形成多受注采井網控制，當井網密度較小時，水驅油不充分則形成此類剩余油。

片狀剩余油普遍分布在油藏邊部、井網控制不住的區域。此類剩余油受注采井網、井況控制。

綜合分析各個小層的剩余油平面分布情況，可以看出其有以下幾種特征：

(1)注水井附近剩余油低于注水井遠端剩余油。如圖9所示，通過研究沉積相和井間連通關系，認為水井注水時，對順物源方向的井影響較大，而對垂直于物源方向的井幾乎不影響，導致其剩余油富集。

圖9 研究區剩余油分布示意圖

(2)剩余油多富集在有效厚度小或砂體尖滅部位，并多呈零散分布。

(3)巖性、物性變化大，含油面積邊界，井網未控制區域，多剩余油富集。

(4)在平面上，受沉積河道控制，剩余油的分布多呈條帶狀、孤島狀。如圖10所示，受沉積相影響，儲層巖性、物性變化較大，注入水主要沿物源方向滲透性較好的砂巖河道滲流，導致河道間剩余油殘留，從而形成具有和河道相似的條帶狀的剩余油富集區。

圖10 研究區剩余油分布示意圖

4.2 縱向分布模式

4.2.1 屋頂型剩余油

研究區隔夾層較為發育，在隔夾層發育的油層頂部，由于沒有波及水線而使原油富集，此類區域所富集的原油即稱為屋頂油。屋頂油在研究區多見，且分布不能連片，較難挖潛。

4.2.2 閣樓型剩余油

閣樓型剩余油是由于在正韻律油藏局部構造高點導致水線波及不到而無法直接采出的剩余油。唐114井區儲層以正韻律為主，根據上文所述，在正韻律儲層的頂部，剩余油富集；在河道砂體物性差的邊部，水驅效果差，剩余油富集；研究區存在少量沉積反韻律，受重力影響，水驅效果相對較好，剩余油較少。

5 結論

(1)甘谷驛唐114區長6油藏剩余地質儲量在100×104t以上的小層有長61-2、長61-3、長62-3，這3個小層的剩余儲量依次減少；剩余地質儲量在(50～100)×104t的小層有長61-1和長62-2；其次剩余儲量較多的小層為長62-1和長63-1；而其他小層儲量很少且分布零散。

(2)唐114井區長6油藏剩余油分布受橫向、縱向兩方面因素控制，橫向因素有：沉積相、注采井網；砂體厚度較大的河道剩余油也較多，在砂體尖滅及邊緣、井網不完善的區域也有殘余剩余油。縱向上的主控因素有：韻律、構造、隔夾層；在正韻律的上部，構造高點處剩余油分布較多。同時剩余油的分布也受裂縫影響。

(3)剩余油在橫向上的分布表現為長帶狀、片狀和朵狀，在縱向上的分布表現為“屋頂油”和“閣樓油”。