陳 琦 ，吳 杰 ，周雪菡 ，劉新球

（1.長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北武漢 430100；2.渤海鉆探鉆井技服職工培訓(xùn)管理中心，天津大港300280；3.吐哈油田公司邱東采油廠，新疆鄯善 838202）

紅南9塊在開發(fā)的不同階段表現(xiàn)出差異性較大。不同的開發(fā)階段需要對研究區(qū)塊作精細油藏描述。油藏精細描述是開發(fā)中后期開展剩余油研究的基礎(chǔ)。在精細油藏描述的基礎(chǔ)上建立反應(yīng)油田客觀實際的地質(zhì)模型。結(jié)合油藏數(shù)值模擬技術(shù)，通過歷史擬合建立符合油藏實際的儲層預(yù)測模型，能夠更合理的定量描述復(fù)雜小斷塊油藏剩余油的分布規(guī)律。

1 紅南9斷塊油藏概況

紅南9塊構(gòu)造整體被一個近南北走向和近東西走向的兩組斷層切割所成的低幅度斷塊圈閉群，構(gòu)造復(fù)雜。本次研究目的層段為白堊統(tǒng)的三十里大墩組（K1S）和上侏羅統(tǒng)的喀拉扎組（J3K）。區(qū)塊共劃分為K1S1、K1S2、J3K1、J3K2四個油組?？v向各油組差異明顯，非均質(zhì)性明顯。整個區(qū)塊儲層孔隙度15%～30%，滲透率 36×10-3～130×10-3μm2，屬于中孔，中低滲儲層。目前面臨的主要問題有底水錐進快、井網(wǎng)不完善和水驅(qū)效果差。

2 建立油藏地質(zhì)模型

儲層地質(zhì)模型是油藏精細描述的核心。儲層地質(zhì)建模的實質(zhì)就是建立儲層參數(shù)的三維空間分布模型。它在油藏勘探開發(fā)中發(fā)揮了重要作用，尤其是在油氣田的開發(fā)階段，建立定量的儲層三維地質(zhì)模型是進行油氣田開發(fā)分析的基礎(chǔ)。

紅南9塊油藏地質(zhì)建模方法是采用Petrel2009中相控隨機建模技術(shù)。地質(zhì)建模以油組底界地震解釋構(gòu)造圖為基礎(chǔ)，采用井點分層約束，建立油藏構(gòu)造和斷層模型。在此基礎(chǔ)上，利用地質(zhì)成果和測井解釋成果，應(yīng)用隨機方法和確定性方法建立油藏參數(shù)模型。考慮到紅南9塊油藏縱向上分布4個油組，并且油組間斷裂系統(tǒng)不一致，故采用分油組建模思路，分別建立喀拉扎組二段J3K2油藏地質(zhì)模型、喀拉扎組一段J3K1地質(zhì)模型、三十里大墩組二段K1S2和三十里大墩組一段K1S2地質(zhì)模型。

3 建立油藏數(shù)值模型

3.1 數(shù)值模型網(wǎng)格劃分

數(shù)值模擬采用eclipse數(shù)模軟件。根據(jù)油藏實際情況，并結(jié)合計算機的運算能力和模擬精度要求，需要將地質(zhì)模型網(wǎng)格粗化。紅南9塊各油組的網(wǎng)格劃分方案為（見表1）。

3.2 生產(chǎn)歷史擬合

生產(chǎn)歷史擬合是將數(shù)值模擬計算得到的開發(fā)動態(tài)與油田實際的生產(chǎn)動態(tài)進行比較，對影響開發(fā)動態(tài)的參數(shù)進行調(diào)整，使計算動態(tài)和實際動態(tài)相符。通過歷史擬合，達到核實、修正地質(zhì)模型，研究地下油水運動規(guī)律的目的。

3.2.1 參數(shù)調(diào)整原則 歷史擬合過程中，由于不確定參數(shù)多，可調(diào)自由度大，為了避免修改參數(shù)的隨意性，需要對相關(guān)參數(shù)進行敏感性分析，確定參數(shù)的可調(diào)范圍，使模型參數(shù)在合理范圍內(nèi)調(diào)整。

表1 紅南9斷塊各油組網(wǎng)格劃分結(jié)果表

（1）孔隙度的調(diào)整。根據(jù)油藏單井解釋成果，紅南9塊孔隙度在15%～30%之間，縱向上和橫向上變化不大，擬合過程中，可以在個別區(qū)域作合理的，小幅度調(diào)整。（2）滲透率的調(diào)整。由于測井解釋和巖心分析結(jié)果與實際有一定的差別，油藏各層滲透率在平面和縱向上變化較大。在擬合過程中，可對滲透率的值作較大范圍的調(diào)整。（3）有效厚度的調(diào)整。由于油藏各層的有效厚度已經(jīng)過多次復(fù)算，準(zhǔn)確度高，可以作為確定的參數(shù)來處理。但由于模擬時網(wǎng)格插值所帶來的誤差，也可以作較小的修改。（4）巖石和流體壓縮系數(shù)的調(diào)整。由于這些系數(shù)變化范圍一般較小，可以作為確定參數(shù)處理。但由于油藏中壓力，溫度，溶解氣的影響，允許作一些小的調(diào)整。（5）相對滲透率曲線的調(diào)整。由于油藏存在較強的非均質(zhì)性，且實驗測定的相滲曲線只反映有限區(qū)域的情況。因此，可以對相滲曲線給以合適的初值，根據(jù)油藏實際動態(tài)情況作較大的調(diào)整。（6）油、氣、水的PVT屬性調(diào)整。在擬合過程中，可以作適當(dāng)?shù)?，較小調(diào)整。

3.2.2 擬歷史合方法 歷史擬合的基本思路是先整體擬合，后局部，最后單井?dāng)M合。擬合的主要指標(biāo)有全區(qū)儲量，壓力，注采量，含水，氣油比以及單井的生產(chǎn)動態(tài)。首先通過調(diào)整孔隙度和有效厚度以及油、水、巖石的壓縮系數(shù)擬合儲量。接著對全區(qū)的壓力，含水，氣油比，產(chǎn)量進行趨勢擬合。全區(qū)模擬以定液量生產(chǎn)，擬合主要修改局部滲透率，方向傳導(dǎo)率。最后在全區(qū)擬合的基礎(chǔ)上進行單井動態(tài)擬合，其中單井?dāng)M合主要通過調(diào)整相滲曲線，局部有效厚度，局部滲透率和孔隙度。

3.2.3 擬合結(jié)果分析 紅南9塊四個油組總的原始地質(zhì)儲量349.21×104t，模擬地質(zhì)儲量338.48×104t，誤差3.07%，符合模擬精度要求。四個油組的模擬都采用定液量生產(chǎn)，各斷塊累產(chǎn)油擬合誤差都控制在6%以內(nèi)，且累積產(chǎn)水，日產(chǎn)油，日產(chǎn)水，含水率等指標(biāo)都擬合較好，符合要求。在全區(qū)擬合的基礎(chǔ)上，各單井的擬合也達到了較好的效果。表明擬合基礎(chǔ)上的油藏數(shù)值模型可以用于剩余油的研究以及開發(fā)方案的預(yù)測（見圖1、圖2）。

4 剩余油分布規(guī)律

4.1 平面剩余油分布規(guī)律

（1）斷層附近剩余油。紅南9斷塊受斷層切割嚴重，現(xiàn)有的井網(wǎng)大多控制不住這些區(qū)域。從紅南剩余油飽和度場圖可以看出，不管是主力大斷層，還是小斷層，周圍都是剩余油富集。

（2）水淹導(dǎo)致剩余油平面分布廣泛。由于底水快速錐進，油井井筒附近50～100 m范圍以內(nèi)，剩余油分布較少，而在100 m以外的區(qū)域，剩余油分布較多。

（3）井網(wǎng)控制不到的區(qū)域，剩余油富集。紅南9斷塊受斷層切割比較嚴重，大部分斷層是封閉斷層，油層平面上連通較差，由于井網(wǎng)控制程度不完善加上斷層切割作用，導(dǎo)致井間區(qū)域或是現(xiàn)有井網(wǎng)沒能控制的區(qū)域，形成剩余油富集區(qū)。

4.2 縱向剩余油分布規(guī)律

儲層非均質(zhì)性，縱向?qū)娱g干擾嚴重，油藏縱向各小層儲量動用程度差異較大，造成單層采出程度差異大。動用差的油層一般都表現(xiàn)出物性、含油性差等特點，形成剩余油富集層。

縱向上，主力油層主要分布在K1s1油組、K1s2油組K1s2-7小層及J3k1油組J3k1-1、J3k1-7、J3k1-13、J3k1-20小層及J3k2油組J3k2-1小層，與非主力油層相比，原始含油飽和度高，孔隙度和滲透率好，采出程度比較高，產(chǎn)油量也高；而非主力油層儲層物性較差，原油動用程度相對較低。但由于主力油層的有效厚度遠大于非主力油層，且分布范圍廣泛，所以剩余油儲量仍主要分布在主力油層中，是挖潛的主要對象。

4.3 沉積微相與剩余油關(guān)系研究

紅南9塊為淺水辮狀河三角洲沉積。其中三十里大墩組和喀拉扎組一段屬于辮狀河三角洲前緣沉積亞相，喀拉扎組二段屬于辮狀河三角洲平原沉積亞相沉積。發(fā)育水下分流河道、河口壩、席狀砂、支流間灣和湖泥五種沉積微相。

研究表明，沉積微相的差異決定了儲層的非均質(zhì)性，控制了油氣的分布位移。河道發(fā)育好，砂體連續(xù)性強的儲層為原始油氣的聚集提供了很好的儲集空間。這些層的原始儲量都相對較高，也是開發(fā)后期剩余油分布的主要區(qū)域。例如K1S2油層組，縱向是上分為8個小層，沉積微相研究表明K1S2-1，K1S2-2，K1S2-3，K1S2-4，K1S2-5層河道發(fā)育極差，砂體連片性較差，主要發(fā)育席狀砂和湖泥沉積微相。測井解釋不含油，原始儲量幾乎為零。K1S2-6，K1S2-7，K1S2-8河道發(fā)育極好，砂體連片性好，主要發(fā)育水下分流河道，河口壩沉積微相，原始地質(zhì)儲量豐富。

5 剩余油潛力分析

利用數(shù)值模擬的研究成果，將縱向上22個油層分類，按剩余儲量分為三類，然后分類討論紅南9塊油藏的挖潛方向。

5.1 剩余油分類標(biāo)準(zhǔn)

以儲量為主，結(jié)合滲透率，含油面積，油砂體形狀，沉積微相進行如下分類（見表2）。

分別統(tǒng)計油組原始地質(zhì)儲量、累積產(chǎn)油量、累積產(chǎn)水量，根據(jù)不同級別油層標(biāo)定采收率，計算單層可采儲量和剩余可采儲量，最終得到各個油層的可采儲量。紅南9斷塊剩余油潛力分析（見表3）。

5.2 剩余油挖潛方向研究

（1）K1s1油組。K1s1油組為Ⅰ類油層，原始地質(zhì)儲量為 104.25×104t，累積產(chǎn)油量為 3.76×104t，采出程度3.6%，剩余地質(zhì)儲量100.49×104t。由剩余油分布情況來看，剩余油主要分布在局部井網(wǎng)控制差的地區(qū)以及由于底水錐進，油井水淹形成的剩余油分布。挖潛方向主要完善井網(wǎng)，控制油井的底水錐進。

（2）K1s2油組。K1s2油組中有Ⅰ類油層一個，為K1s2-7小層，原始地質(zhì)儲量為68.04×104t，累積產(chǎn)油量為6.72×104t，采出程度9.98%，剩余地質(zhì)儲量61.32×104t。K1s2油組剩余油在平面分布較廣，主要集中在油井井間。挖潛方向主要在剩余油富集區(qū)域部署新井，并完善注采井網(wǎng)。

K1s2油組中有Ⅱ類油層一個為K1s2-8小層，原始地質(zhì)儲量為 6.37×104t，累積產(chǎn)油量為 0.36×104t，采出程度5.56%，剩余地質(zhì)儲量6.01×104t。挖潛方向主要完善注采井網(wǎng)。

（3）J3k1油組。共有兩個Ⅱ類油層，分別為J3k1-1和J3k1-20小層，其中J3k1-1小層原始地質(zhì)儲量為73.64×104t，累積產(chǎn)油量為 6.57×104t，采出程度 8.92%，剩余地質(zhì)儲量67.07×104t；J3k1-20小層原始地質(zhì)儲量為11.16×104t，累積產(chǎn)油量為 0.3×104t，采出程度 2.65%，剩余地質(zhì)儲量10.86×104t。J3k1油組剩余油在平面分布斷層附近，沒有控制油井控制區(qū)域，以及注水不能波及到區(qū)域。下步挖潛方向主要集中在部署新井，增加油層控制程度，同時調(diào)整注采對應(yīng)關(guān)系。

（4）J3k2油組。J3k2油組中有Ⅰ類油層一個，為J3k2-1小層，原始地質(zhì)儲量為26.42×104t，累積產(chǎn)油量為2.02×104t，采出程度7.65%，剩余地質(zhì)儲量24.40×104t，J3k1油組剩余油在平面分布構(gòu)造高部位，以及沒有油井控制區(qū)域。由于該油組儲量規(guī)模小，潛力不大，應(yīng)不做主要潛力區(qū)進行挖掘。

6 總結(jié)

（1）斷層附近，底水錐進嚴重以及井網(wǎng)控制不到的區(qū)域是平面剩余油富集區(qū)。

（2）主力油層由于原始儲量大，物性好，油層有效厚度大，依然是挖潛的重點。

（3）沉積微相的差異決定了儲層的非均質(zhì)性，控制了油氣的分布位移。主要挖潛油層大多屬于河道發(fā)育好，砂體連片性好的儲層。

表2 紅南斷塊含油油層分類參數(shù)表

表3 紅南9斷塊油組剩余油潛力分析表

（4）K1S1、K1S2-7、J3K1-1、J3K1-7、J3K1-13、J3K1-20和J3K2-1油組是剩余油富集區(qū)，也是挖潛的重點。

（5）以儲量為主，結(jié)合滲透率，含油面積，油砂體形狀，沉積微相對剩余油進行分類和潛力分析，為油藏挖潛提出了科學(xué)的措施建議。

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