东濮老区中渗油藏高含水期剩余油分布特征研究

东濮老区中渗油藏高含水期剩余油分布特征研究
刘峰刚
【摘要】中原油田东濮老区已处于开发后期,明确油藏注水开发中剩余油的分布特征,将对注水开发后期提高采收率起到积极的指导作用.本文以高含水高采出期东濮老区中渗油藏为典型,从剩余油的宏观、微观分布及渗流特征入手,分析高含水期剩余油的分布特征,提高中渗油藏的开发效果.
【期刊名称】《内蒙古石油化工》
【年(卷),期】2015(000)018
【总页数】2页(P155-156)
【关键词】中渗油藏;剩余油;赋存特征;渗流特征
【作者】刘峰刚
【作者单位】中原油田分公司勘探开发研究院,河南郑州450018
【正文语种】中文
【中图分类】TE357
1 宏观剩余油分布特征
1.1 剩余油监测研究结果表明层间差异较大
统计东濮老区2011年以来22口井的饱和度测井可以看出，主力层一级水淹厚度占77.6%，水淹程度较高；二类层各水淹级别的水淹厚度比例相当；三类层的四级水淹厚度占74.3%，水淹程度较低。

统计192井次的吸水剖面资料可以看出，
主力层相对吸水68.7%，二类层相对吸水21.2%，三类层相对吸水10.1%。

以上
统计数据说明：中渗油藏层间干扰严重，层间差异较大。

1.2 不同储层的剩余油潜力分析
通过两个剖面的监测解释结果以及调整井钻遇情况分析，主力层采出程度37.1%，剩余地质储量10506万吨，剩余可采储量323万吨；非主力层采出程度16.4%，剩余地质储量8935万吨，剩余可采储量835万吨。

表1 中渗油藏不同沉积微相剩余油分类统计表项目综合含水（%）地质储量（104t）可采储量（104t）原始剩余百分比原始剩余百分比采出程度（%）采收率（%）91.2 2137 1505 16.8 910 278 33.3 29.6 42.6非主前缘砂 76.9 3206 2456 27.5 933 183 21.9 23.4 29.1力层远砂 56.4 5343 4975 55.7 743 374 44.8 6.9 13.9小计 83.6 10686 8935 100 2586 835 100 16.4 24.2河道 97.1 11700 6704 63.8 5253 257 79.5 42.7 44.9主力前缘砂 92.3 3343 2353 22.4 1036 46 14.3 29.6 31.0层远砂 67.9 1671 1449 13.8 243 20 6.3 13.3 14.5小
计 95.6 16714 10506 100 6531 323 100 37.1 39.1合计河道94.5 27400 19441 71.0 9117 1158 12.7 29.0 33.3
图1 数值模拟厚油层不同韵律段剩余油量化结果
剩余油研究结果显示，中渗油藏总体上呈现出“三高”的特点：高含水、高采出程度、高剩余可采储量，但不同微相剩余可采储量数量依然可观，河道微相所占比例最高，仍是剩余油挖潜的主要对象。

沉积微相对剩余油分布有较大影响，主力层剩余油类型以注采不完善型和相控型为主；非主力层储层发育面积相对小，物性相对差，剩余油以层间干扰型为主。

2 微观剩余油赋存特征
2.1 层内韵律性对剩余油的影响
层内韵律性变化对油藏开发特征具有明显影响。

不同沉积韵律性的储层纵向上油水
运动规律不同，水驱油效率不同，造成物性好的部位一级水淹，物性差的部位三级水淹，水驱油效率降低，剩余油富集。

正韵律砂岩底部颗粒粗、渗透性高、见水快，驱油效率高；复合韵律夹层均匀分布，吸水相对均匀。

东濮凹陷厚层以正韵律层为主，顶部剩余油富集。

油藏数值模拟研究结果表明，反韵律油层整体水洗均匀，顶部剩余油饱和度
50.2%，底部剩余油饱和度42.3%，平均剩余油饱和度46.3%；正韵律油层顶部
剩余油饱和度60.1%，底部剩余油饱和度37.3%，平均剩余油饱和度49.5%，顶
部剩余油富集。

复合韵律受韵律段分布等因素影响，较为复杂，但整体驱替效果也好于正韵律，平均剩余油饱和度39.9%。

2.2 夹层对剩余油的影响
夹层在厚油层内普遍发育，在河道主流线方向变薄；垂直河道方向，逐渐增多，厚度变大，对剩余油的分布起着重要作用。

数值模拟表明水平夹层展布方式对采出程度没有明显影响，但是夹层个数增多，采出程度会有所降低；倾斜夹层对剩余油影响较大，当垂直夹层方向注水剩余油富集，夹层间距越小，剩余油越富集。

注采井组范围内，分布范围稳定的夹层，对油水就能起到封隔作用；注采井组间夹层不稳定，由于油水密度差异，厚层内存在串流现象。

统计中渗油藏42口井的剩余油饱和度监测资料表明，未水淹及弱水淹油层厚度占厚层总厚度的22.4%。

图2 倾斜夹层对剩余油的影响模拟结果
3 储层渗流特征对剩余油分布特征的影响
本研究结合东濮老区中渗油藏实际，设计制作了大尺寸层间非均质模型。

物理模型由石英砂与环氧树脂压制而成，设定的模型平面几何尺寸为30×30×3.9cm，自上而下分别为低、中和高渗层，变异系数为0.72。

表2 层间非均质性模型基本参数层位几何尺寸（cm）（长×宽×高）孔隙体积（cm3）孔隙度（%）渗透率（10－3μm2）束缚水饱和度（%）低渗层
30×30×3.65 563.8 16.3 37.2 53.9中渗层30×30×4.05 744.8 21.6 182.3 37.8
高渗层30×30×3.8 803.2 23.3 453.5 28.1
试验模拟得出的饱和度的分布变化可以看出：当注水倍数较低时，仅有高渗层段部分水淹显示，离注入井较近的区域水淹严重，基本达到残余油状态；模型中部区域因接收了来自水淹区域驱动过来的剩余油，含油饱和度有所升高；采出井附近则未受到波及。

中、低渗层的波及面积相对较小，仅在注入井附近有少量区域被水波及、整个小层剩余油饱和度变化不大。

当注入体积较高时，高渗层段完全被波及，剩余油基本被采出、呈残余油状态；中渗层段大部分水淹，剩余油呈零星分布状态，低渗层段水淹程度变化不大，剩余油富集，呈片状连续分布。

由此可见，高注入体积下高渗层段水淹严重，注水开发已无法提高采收率，中、低渗层段相对较轻，剩余油潜力较大。

图3 不同注水倍数下含水饱和度分布
4 结论及认识
①宏观上剩余油受沉积微相控制，河道微相所占比例最高，仍是剩余油挖潜的主要对象。

②微观上层内非均质性控制着层内剩余油分布，主要为韵律性及夹层控制性剩余油。

③渗流特征研究表明，高注入倍数下，高渗层段水淹严重，注水开发已无法提高采收率；中、低渗层段相对较轻，剩余油潜力较大。

［参考文献］
［1］注水倍数对驱油效率的影响［C］.大庆油田开发报告集，1982.
［2］魏斌，毕研斌，郑浚茂.高含水油田剩余油分布研究方法及应用［J］.地球学报，2010，（24）.。