高中深北区扇三角洲剩余油描述

高中深北区扇三角洲剩余油描述

成茜耿雪丽申建玲郭畅郑智峰

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中国石油冀东油田分公司陆上油田作业区

摘要：高中深北区自1982年投入开发，直至2008年全面投入注水开发，目前综合含水已高达86.6%，进入高含水开发中后期，剩余油分布更加零散、复杂，开采难度加大。目前区块面临的主要问题是：一是双物源交叉沉积、储层相变快，非均质性强，油水关系复杂，地质研究难度大；二是注水开发平面、层间、层内三大矛盾突出，剩余油认识不清，平面上水线推进不均匀，油井受效后含水上升快，受效方向单一，存在明显优势渗流通道。

关键词：扇三角洲；油藏数值模拟；剩余油

前言

高中深北区自1982年投入开发，直至2008年全面投入注水开发，目前综合含水已高达86.6%，进入高含水开发中后期，剩余油分布更加零散、复杂，开采难度加大。所以如何更好地认识剩余油是下步开发的重点。

1油藏特征及开发状况

高尚堡中深层油藏位于高尚堡构造带上，该油藏主要发育在高柳断层两侧，高柳断层下切断入基底，将中深层分为北区和南区，其中高中深北区位于高柳断层的上升盘，其Ed1地层基本被剥蚀，Ed2、Ed3只发育残留地层。主要含油层位为Ed3、Es1、Es31亚段地层，该油藏纵向上含油井段长，没有统一的油水界面。高中深北区属双物源扇三角洲相沉积体系，主要发育分流河道、水下分流河道和河口坝砂体。油藏埋藏深度2600-3100m，平均孔隙度为17.9%，平均渗透率为51.5mD，孔喉结构类型为中低渗大孔中细喉型，储层非均质性强[1]。油藏自1982年投入开发，1988年实施单井点高强度注水，直至2008年全面投入注水开发，目前综合含水已高达86.6%，进入高含水开发中后期，剩余油分布更加零散、复杂，开采难度加大。目前区块面临的主要问题是：一是双物源交叉沉积、储层相变快，非均质性强，油水关系复杂，地质研究难度大；二是注水开发平面、层间、层内三大矛盾突出，剩余油认识不清，平面上水线推进不均匀，油井受效后含水上升快，受效方向单一，存在明显优势渗流通道。

2油藏数值模拟与剩余油分布

油藏数值模拟方法是定量描述剩余油分布的重要手段，可以较为全面准确的确定油藏中纵向及平面剩余油的分布情况，并给出具体数值，为优化调整挖潜方案提供技术指导[2]。

高76断块依靠人工注水开发方式，油层中主要以油水两相形式流动，所以选取黑油模型作为模拟器，在petrel精细地质建模的基础上，应用ECLIPSE数值模拟软件进行数值模拟研究。

建立高76断块Es31油藏Ⅰ-Ⅲ油组模型，模型纵向模拟层精细到了单砂体，共19个小层26个单砂层。采用角点坐标网格系统划分网格，平面上网格步长根据井网的疏密状况并兼顾时间及经济因素确定，模型X、Y、Z方向网格数为153×81×57，平均网格步长约为25×25×2.5m。模型模拟了先后在该油藏生产的136口井，时间步长以月为单位来划分，模拟初始时间从投产时间1984年8月算起，结束时间为2017年8月。

3历史拟合及结果分析

历史拟合是油藏数值模拟的关键组成部分，拟合的精度高低直接影响着剩余油分布研究结果的可靠程度。

我们对高76断块进行了储量拟合和压力拟合。

储量拟合包括总体储量、单层储量拟合。容积法储量计算公式为：

对原始地质储量的拟合主要调整油藏地质模型的净毛比、孔隙度，含油边界等。拟合地质储量的过程，也是进一步修正油藏静态参数场的过程。高76断块油藏模型的地质储量拟合效果较好，原始地质储量拟合的最大相对误差为3.83%，最小相对误差为0.03%，均在误差允许的范围之内。

压力拟合分为全区地层压力拟合和单井井底压力拟合。一般的拟合步骤是先拟合按体积加权的平均地层压力（压力水平），然后再拟合压力分布。

影响地层压力水平的主要因素是油藏地质储量、边底水能量、总压缩率等。通过修改水体大孝岩石压缩系数、孔隙体积等参数拟合平均地层压力水平[3]。

油藏中压力场的重新分布主要是由于地下流体渗流的结果。由于井的产量或注入量是给定的，因此，主要调整渗透率拟合压力分布。

全区压力拟合是指平均地层压力拟合，全区的压力水平能反映该油藏的能量保持情况。各断块拟合的平均地层压力水平与实际地层情况基本一致。

4剩余油分布的结论

运用Eclipse数模软件对高76断块进行油藏数值模拟，通过储量拟合、生产历史拟合，在此基础上绘制了相应的剩余油分布图。

剩余油分布具有如下规律：

（1）构造高部位剩余油富集

构造高部位是油气运移的低势区，原始油层厚度大，石油储量总量大，在其它相似条件下剩余油富集，如：高76断块Ⅲ-1小层、Ⅱ-6小层等。

（2）断层或岩性尖灭附近的滞留带

由于断层的封闭遮挡作用，在油水与断层间无泄流区，注入水只能沿某一方向运动，往往会形成注入水驱替不到或水驱很差的水动力滞留区，沿断层方向易形成面积较大的条带状油区。如Ⅰ-3小层、Ⅱ-1小层等。

（3）注采井网不完善井区剩余油饱和度高

受储层产能状况、非均质性、断层封闭性以及井况、注水困难等因素影响，限制了纵向及平面注采井网的部署，导致部分井区井网控制程度较低、注采井网完善程度低。另一方面受注水方向性的影响也导致剩余油在非注水受益方向上的富集，如：Ⅱ-5小层、Ⅲ-1等。

（4）井间剩余油饱和度高

井网是控制剩余油分布的重要因素，井间剩余油饱和度相对较高，如Ⅰ-4小层、Ⅰ-6小层等。

（5）物性较差区域为剩余油富集区

物性差区域水淹程度低，剩余油饱和度高，如Ⅱ-2小层、Ⅱ-1小层等孔隙度及渗透率相对较低，剩余油饱和度较高。

参考文献

[1]谢庆宾,朱筱敏,等．中国现代网状河流沉积特征和沉积模式[J]．沉积学报，2003,21（2)：219-227．

[2]秦同洛．实用油藏工程计算方法．北京：石油工业出版社，1989

[3]时清，陈明卓．油水两相低速非达西渗流数值模拟．石油勘探与开发，1998，25(1)：41～43