化子坪黑山梁區塊剩余油分布規律研究

張萬 惠瑞瑞 楊永釗

摘要：針對化子坪黑山梁區塊儲層構造復雜及剩余儲量動用程度較低的問題，本次研究主要通過對油層分布的認識、利用eclipse軟件進行歷史擬合，根據擬合結果研究該區塊的剩余儲量、各層采出程度和剩余油存在類型的剩余油分布規律。研究結果表明：①黑山梁區長6層的剩余儲量從縱向分布來看，其它層位相差不大，C6層剩余油最多（占比29.63%），各層采出程度不均， C1～C3層采出程度低，在1.9～4.63%之間，C5～C6層采出程度相差不大，在6.6%～7.66%之間，C4層采出程度最高，為8.66%;②模擬層C1～C3剩余油相對富集，從剩余油平面分布來看，模擬層C1～C3存在大量連片剩余油，而模擬層C4～C6剩余油主要呈條帶狀分布和點狀零星分布，所以模擬層C1～C3為下一步開發調整的主要對象;③黑山梁區長6層剩余油主要以注采不完善形成的剩余油、井網控制不住形成的剩余油以及砂巖邊部區剩余油等五種形式存在。從而為明確油田具體的挖潛方向，提供可行的挖潛措施具有重要的意義。

關鍵詞：黑山梁區塊;剩余油;分布規律;挖潛措

0??引言

剩余油的形成有兩方面的因素：地質因素和開發因素。地質因素包括儲層的非均質性和油藏流體的基本特征，這是油藏描述應解決的問題[1]。開發因素主要指注采系統的完善程度、注采關系和井網部署、生產動態等。要正確地預測剩余油的分布，必須將兩者合理而緊密地結合起來，這也是本研究的主要思路。本次研究主要通過對油層分布的認識、利用eclipse軟件進行歷史擬合，根據擬合結果研究該區塊的剩余儲量、各層采出程度和剩余油存在類型的剩余油分布規律，從而為明確油田具體的挖潛方向，提供可行的挖潛措施具有重要的意義。

1 剩余油的分布類型

1.1宏觀剩余油分布類型

（1）主要受地質因素影響而形成的剩余油類型

①層間干擾型，該類型是典型的層間非均質性所致;②井網控制不住型;③成片分布差油層型;④好油層中平面上的差油層部分型，平面非均質性所致;⑤層內未水淹型，典型的層內非均質所致;⑥斷層遮擋型：由于封閉性斷層的遮擋作用，使斷層面成為流體流動邊界;⑦單向受效型：只有一個注水受效方向，而另一方向油層尖滅或油層變差，或者是鉆通油層但未射孔，形成剩余油。

（2）主要受開發因素影響而形成的剩余油類型

①二線受效型;②滯留區型;③注采不完善型;④隔層損失型;⑤停產型;⑥分步開發型 [2]。

1.2 微觀殘余油分布形式

微觀分布的剩余油是指宏觀上已被注水波及驅掃后的某一時間油層微觀孔隙中的剩余油。按形成原因將微觀剩余油分為兩種類型：第一類是由于注入水的微觀指進與繞流而形成的微觀團塊狀剩余油，因為沒有被注入水波及到，所以保持著原來的狀態。第二類是滯留于微觀水淹區內的水驅殘余油。這部分微觀剩余油與微觀團塊狀剩余油相比，在孔隙空間上更為分散，形狀也更為復雜多樣[3]。

2 縱向剩余油分布規律研究

2.1 各層剩余儲量對比分析

截至2012年6月，在黑山梁區塊長6層的開發歷程中，由于儲層物性條件、射孔狀況、井網完善程度、連通狀況等影響因素，各儲層的動用狀況有比較大的差異，通過計算目前各層剩余儲量、采出程度等指標，具體研究儲層目前的動用狀況。

從表1可以看出，黑山梁區塊模擬層C1～C5層原始地質儲量相差不大，在139.87～144.49×104t之間，但C6層儲量最大，其儲量為423.29×104t，這是由于C6層油層厚度相對較大，所以地質儲量相對比較大。從表1中可以直觀的看出，目前模擬層C6層的剩余油儲量最大。對比各層剩余地質儲量占原始地質儲量的百分比可以看出，模擬層C1～C3剩余油百分比相對較大，模擬層C4～C6相對較小，其中模擬層C2的剩余油百分比最大為98.1%，模擬層C4的剩余油儲量百分比最小為91.34%，所以C1～C3模擬層是今后挖潛主要對象。這是由于C1～C3層是儲集砂體核心部位，原始地質儲量較多，但注采系統不完善，自開發以來，采出油量少，大量剩余油仍存于地下。而C4～C5層由于井網控制不住等因素，導致該油層組相對剩余油較多。C6模擬層由于其厚度比較大，原地質儲量大，目前剩余油儲量大，但剩余油儲量占原始地質儲量百分相對比較小。綜上在主要開發調整C1～C3的同時也應兼顧其它層的剩余油富集區。

2.2 各層采出程度對比分析

從表1可以看出，由于受儲層物性條件、射孔狀況、井網完善程度、連通狀況等因素影響，各層采出程度不均，模擬層C1～C3層采出程度低，C5～C6層采出程度相差不大，在6.6%～7.66%之間，C4層采出程度最高，為8.66%。這是由于模擬層C1～C3層位于油藏上部，注入水由于重力作用傾向于向油藏下部流動，油藏上部吸水量少，且射孔的油水井少，故采出程度低;模擬層C4～C5層，位于油藏下部，注入水由于重力作用傾向于向油藏下部流動，層位上射孔的水井數相對較多，吸水量相對較大，故采出程度較高;模擬層C6位于油藏的低部位，在注水過程中，注入水大量進入油層的下部并沿著高滲帶快速突進，與此同時重力作用又不斷使進入上部的水下沉，加劇了下部油層的水洗強度，故采出程度相對較高，但由于該模擬層位厚度大，故剩余油儲量大。所以，從采出程度對比分析可以看出，下部剩余油挖潛應從整體著手但重點應在C1～C3。

3 平面剩余油分布規律研究

根據eclipse模擬計算結果[4]，繪制出目前（2012年6月底）油藏各個模擬層的剩余油飽和度分布圖，分析剩余油分布特征。

從C1層剩余油飽和度分布圖可以看出，層位上射孔的油水井數少，屬于低井網控制層位，且位于油藏頂部，在注水過程中，注入水由于重力作用首先大量進入油層的下部，使上部油層水洗強度低，油層動用程度低，大部分仍然保持原始狀態，如井297-10和井32-1之間區域存在大量連片的剩余油。

從C2層剩余油飽和度分布圖可以看出，該層位上部署的油水井數較C1層略有增加，但是整體上還是典型的井網控制不住，存在大量連片剩余油。而且該層同樣位于油藏的上部，水井注入水會由于重力作用首先大量進入油層的下部，使上部油層水洗強度低，油層動用程度低，亦導致存在大量連片剩余油，如井165-5和井301-10之間區域存在大量連片的剩余油。

從C3層剩余油飽和度分布圖可以看出，此層位上射孔的油水井數明顯增多，井網密度增大，由于注水井304-4、168-2、166-2、290-2、297-7、283-1、284-1吸水量大，使得這些水井附近的油井受效，局部含油飽和度減小，但受原始地質儲量大，局部地區井網不完善且油藏上部總注水量低的影響，層位整體上仍存在連片的剩余油。

從C4層剩余油飽和度分布圖可以看出，該層由于注水井300-2、294、291-3、277-1、165-1、297-7、283-1、166-1、284-1吸水量大，使得這些水井附近的油井受效，局部含油飽和度減小，但東南部和西南部的注采井數比較少，注采系統不完善使得整體上仍存在連片的剩余油。

從C5層剩余油飽和度分布圖可以看出，此層位上西部剩余油飽和度高，中部剩余油飽和度較低，剩余油主要呈條帶狀分布和點狀零星分布，這是由西部井網密度較小，井網控制程度低，油層吸水量小等因素所形成的。

從C6層剩余油飽和度分布圖可以看出，該層剩余油富集區由塊狀分布逐漸變成條帶狀分布和點狀零星分布。這是由于C6層位于油藏的低部位，在注水過程中，注入水大量進入油層的下部并沿著高滲帶快速突進。與此同時重力作用又不斷使進入上部的水下沉，加劇了下部油層的水洗強度，故采出儲量相對較大。但是由于地區井網密度較小，井網控制程度低，油層吸水量小，油層厚度大，部分地區還是存在大量的剩余油。

4 結論

（1）黑山梁區長6層的剩余儲量從縱向分布來看，C1～C5層剩余油儲量相差不大，C6層剩余油最多，為395.3457185×104t，占原始地質儲量的29.63%。

（2）各層采出程度不均，模擬層C1～C3層采出程度低，在1.9～4.63%之間，C5～C6層采出程度相差不大，在6.6%～7.66%之間，C4層采出程度最高，為8.66%。

（3）從剩余油垂向分布來看，模擬層C1～C3所對應地質層位長61-1、長61-2和長61-3的剩余油相對富集;從剩余油平面分布來看，模擬層C1～C3存在大量連片剩余油，而模擬層C4～C6剩余油主要呈條帶狀分布和點狀零星分布。綜上，模擬層C1～C3為下一步開發調整的主要對象。

（4）黑山梁區長6層剩余油主要以注采不完善形成的剩余油、井網控制不住形成的剩余油以及砂巖邊部區剩余油等五種形式存在，是下步調整挖潛的重點[5]。

參考文獻：

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[2]李俊飛，王鵬飛，尚寶兵，霍春亮，徐靜.基于儲層構型的三角洲前緣剩余油分布規律——以渤海灣盆地S油田東營組二段下亞段Ⅰ油組為例[J].斷塊油氣田，2019，26（05）：580-586.

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[4]張衛剛，陳德照，張天涯，郭龍飛，陳中偉，王婧，趙曉紅，陳貞萬.JY油田C335區剩余油分布規律研究[J].北京石油化工學院學報，2019，27（03）：33-37.

[5]郭錦利，郭逸飛，盧本弢，王強.高含水油田剩余油分布規律及控制因素分析[J].化工設計通訊，2019，45（07）：29-30.

作者簡介：

張萬（1991-），男，漢族，碩士，油氣田開發工程專業，助理工程師。主要從事油氣 田開發等方面的技術研究工作。