卓興家，范佳樂，張繼成

（東北石油大學石油工程學院，黑龍江大慶163318）

我國大部分陸相老油田已進入開發(fā)生產的中、高含水期，但剩余油開采仍具有較大潛力，因此重新對剩余油進行精細描述對油田開發(fā)具有重要意義[1-4]。顏冠山等[5-6]研究了各類地質因素及其與工程因素的耦合性對剩余油的控制作用，明確了此類油田剩余油的分布特征及下一步剩余油挖潛的方向。周游等[7-8]研究每一類流動單元儲層的儲量、采收率標定及油氣產出，從宏觀角度闡明了不同類型流動單元的剩余油富集規(guī)律及潛力分布。汪濤等[9-11]采用測井響應分析、油藏綜合分析、層次分析等方法，解析了單一河道、點壩及點壩內部構型單元等不同級次曲流河儲層構型對剩余油分布的控制與影響。王友啟等[12-14]在油藏水驅極限驅油效率研究和滲流力學分析的基礎上，對特高含水期油田剩余油分類提出了“四點五類”剩余油分類方法。

BQ57區(qū)邊水活躍，從而導致油層采出程度低，熱利用率低，水淹區(qū)動用程度差，水侵區(qū)采出程度低。在稠油熱采過程中，由于后備資源有限，需要對水淹區(qū)剩余油進行精細描述，從而可以確保在熱采過程中取得較高的產能。本文根據(jù)剩余油監(jiān)測資料和數(shù)值模擬研究成果，分別從縱向及平面上研究了BQ57區(qū)Ⅲ1、3層的剩余油分布規(guī)律，為油田進一步挖潛剩余油奠定了基礎。

1 研究區(qū)概況

目標油田BQ57區(qū)油藏類型為斷層遮擋的斷塊（斷鼻）油藏，油層均在斷塊（斷鼻）高部位處富集，含油層段內有多個油水組合，沒有統(tǒng)一的油水界面，油層屬于層狀邊水稠油油藏。

儲集層為中孔高滲儲層，儲集層隨著地層埋深增大、碳酸鹽含量增加而總體物性變差。BQ57區(qū)Ⅰ-Ⅲ油層組平均孔隙度為24.36%，平均滲透率為3 957×10-3μm2，平均碳酸鹽質量分數(shù)為10.37%，其中Ⅰ油層組平均孔隙度為26.04%，平均滲透率為5 401×10-3μm2，平均碳酸鹽質量分數(shù)為9.43%；Ⅱ油層組平均孔隙度為23.92%，平均滲透率為3 667×10-3μm2，平均碳酸鹽質量分數(shù)為10.96%；Ⅲ油層組平均孔隙度為23.11%，平均滲透率為533×10-3μm2，平均碳酸鹽質量分數(shù)為10.71%。

油田油層（埋深173.0～667.2 m）原始地層壓力為1.53～6.23 MPa，地層溫度為22.0～53.5℃，溫度梯度為4.0℃/（100 m）。

地面原油相對密度分布在0.936 1～0.966 6 g/cm3，平均為 0.953 3 g/cm3；50 ℃下地面脫氣原油黏度為 871.87～3 482.93 mPa?s。

研究對象為BQ57區(qū)EX21斷塊，其Ⅲ1、3層分為Ⅲ11、Ⅲ12、Ⅲ31、Ⅲ32小層，水淹面積 0.46 km2，水淹儲量49.9×104t，目標區(qū)塊的采出程度12.83%。蒸汽吞吐是一個降壓開采的過程，隨蒸汽吞吐開采的進行，油藏的地層壓力大幅度下降，從而導致邊水侵入現(xiàn)象日益加劇，BQ57區(qū)邊水侵的水淹井數(shù)39口，占生產井總數(shù)的75%，其中由于地質因素關閉水淹井數(shù)為7口，工程因素關閉水淹井數(shù)為6口。

2 BQ57區(qū)Ⅲ1、3層縱向剩余油分布規(guī)律

2.1 BQ57區(qū)Ⅲ1、3層縱向剩余油分布規(guī)律

X5315井位于構造高部位，斷層附近。X5914相對于X5315距離邊水近，約有兩個井距，位于前緣席狀砂微相內。X5315位于水下分流河道微相內，距離邊水較遠，并受斷層遮擋。雖然兩口井遠離油水邊界線，但X5914在Ⅲ11和Ⅲ12層為強水淹，動用程度高。X5315在Ⅲ11為中水淹，動用程度中，在Ⅲ12為強水淹，動用程度高，說明區(qū)塊水淹嚴重。

2.2 采出程度及剩余油分布狀況

利用CMG計算結果，統(tǒng)計各小層的采出程度及剩余油分布狀況如表1所示。

表1 BQ57區(qū)Ⅲ1、3層各小層剩余油數(shù)據(jù)Table 1 Each sublayer remaining oil data tables of layers III 1 and 3 in BQ57 area

圖1為BQ57區(qū)Ⅲ1、3層各個層地質儲量和剩余儲量對比。

圖1 BQ57區(qū)Ⅲ1、3層各個層地質儲量和剩余儲量對比Fig.1 Each sublayer geologic reserve and remaining geologic reserve collation map of layers III 1 and 3 in BQ57 area

由表1、圖1可以看出，目前BQ57區(qū)Ⅲ1、3層剩余油為43.23×104t，僅為13.02%。Ⅲ11層地質儲量大，剩余油較多，主要原因是Ⅲ11層邊水侵入較為嚴重，雖然射孔井數(shù)多，動用程度高，但是開采效果并不理想；Ⅲ12層由于砂體較薄，且地質儲量相對較小，因此累積產油量及剩余的地質儲量均比較少，但其采出程度相對較高；Ⅲ31層油水邊界線離井區(qū)較遠，油井水淹弱，剩余油也較多；Ⅲ32層射孔井數(shù)只有7口，動用程度低，累產油和采出程度均較低。從縱向剩余油分布來看，Ⅲ11、Ⅲ31及Ⅲ32層應該為今后主要的挖潛層位。

3 平面剩余油分布規(guī)律

3.1 BQ57區(qū)Ⅲ1、3層剩余油分布規(guī)律

注采特征曲線為：

對式（1）時間求導，整理得：

而：

將式（4）代入式（1），整理得：

式中，Qo為產油量，t/d；Qs為注氣量，t/d；Np為油藏蒸汽吞吐階段的累積產油量，104t；Zs為油藏蒸汽吞吐階段的累積注汽量，104t；Ros為油藏蒸汽吞吐階段的瞬時油汽比；A、B分別為半對數(shù)坐標系中直線段的截距與斜率。

油汽比（Ros）是反映注蒸汽開采油田開發(fā)和工藝技術水平的綜合性經濟技術指標。在稠油蒸汽吞吐開發(fā)過程中，其極限油汽比為0.15，代入式（5）可以得到式（6），從而計算區(qū)塊的可采儲量（NR）：

通過式（4）、（5），根據(jù)油田需要到達的油汽比，可以計算該油汽比下的產量。

根據(jù)定義，剩余可采儲量（NRR）表示為：

BQ57全區(qū)注采關系如圖2所示。計算得到BQ57區(qū)Ⅲ1、3層的剩余可采儲量見表2。同理，利用注采關系曲線法對單井進行可采儲量的計算。圖3為BQ57區(qū)累積產油和剩余可采儲量分布。

從圖3可以看出，計算得到累積產油量平均值為3 027 t，X5315井累積產油量最高為7 500 t。從剩余可采儲量圖上可以看出，單井剩余可采儲量為100～7 000 t，其中X5315井的剩余可采儲量最高，為6 400 t，結合縱向上的剩余油分布研究，井X5315在Ⅲ11為中水淹，動用程度中，因此X5315井更具有剩余油的挖掘潛力。

圖2 BQ57區(qū)Ⅲ1、3層注采關系Fig.2 Injection-production relationship of layers III 1 and 3 in BQ57 area

表2 BQ57區(qū)Ⅲ1、3層剩余可采儲量Table 2 Remaining recoverable reserves calculation table of layers III 1 and 3 in BQ57 area

圖3 BQ57區(qū)累產油和剩余可采儲量分布Fig 3 Distribution of cumulative oil production and remaining recoverable reserves in BQ57 area

3.2 數(shù)值模擬研究剩余油分布

分別對各小層不同沉積微相所對應的剩余油儲量以及其對應的儲量豐度進行統(tǒng)計分析，結果見表3、4。從表3、4可以得出，水下分流河道的剩余地質儲量比例為52.87%，由于其分布面積最大，因此其剩余油所占比例最高，儲量豐度值也最高；前緣席狀砂微相所占剩余油比例為44.98%，其豐度值也較高。后期井網調整需要結合單井產能，因此井網調整的部位應優(yōu)先考慮水下分流河道和前緣席狀砂，而分流間灣、水下溢岸砂的剩余油所占比例較低，豐度值也偏低，不利于提高單井產能。

表3 各小層不同微相剩余油及比例Table 3 Remaining oil and proportion of different microfacies in each sublayer

表4 各小層不同微相剩余儲量豐度值Table 4 Remaining reserve abundance of different micro facies in each sublayer (m3/m2)

4 結 論

（1）對BQ57區(qū)Ⅲ1、3層縱向上剩余油分布規(guī)律進行研究，得出剩余油總量為43.22×104t，其中：Ⅲ11層地質儲量為 17.76×104t，剩余油較多，為14.72×104t，但采出程度達到了17.19%；Ⅲ12層地質儲量最小，為5.79×104t，剩余油也較少，為4.86×104t，但采出程度達到了16.09%；Ⅲ31層剩余油最多，為15.4×104t，采出程度為11.20%；Ⅲ32層剩余油為8.26×104t，采出程度為6.17%。因此，Ⅲ11、Ⅲ31及Ⅲ32層應該為今后主要的挖潛層位。

（2）對BQ57區(qū)Ⅲ1、3層平面上剩余油分布規(guī)律進行研究，得出水下分流河道的剩余地質儲量比例為52.87%，由于其分布面積最大，因此剩余油所占比例最高，儲量豐度值也最高；前緣席狀砂微相所占剩余油比例為44.98%，豐度值較高。由于后期井網調整需要結合單井產能，因此井網調整的部位應優(yōu)先考慮水下分流河道和前緣席狀砂，由于分流間灣、水下溢岸砂的剩余油所占比例較低，豐度值也偏低，不利于提高單井產能。