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[摘 要]剩余油分布规律研究为油田调整改善开发效果提供理论依据及前提条件。在边底水油藏开发中，剩余油受注水、边底水影响很大。研究油藏为边底水稠油油藏，直井投入开发以来，开发效果不理想，综合含水高达90.1%，采出程度只有10.96%在储层展布、隔夹层分布、水淹规律、剩余油分布规律等油藏综合研究的基础上，开展了剩余油分布规律研究，解决了制约该块高效开发的难题。
[关键词]边底水稠油油藏；储层展布；剩余油分布规律；调整改善效果
中图分类号：S339 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）16-0079-01
本文针对边底水稠油油藏开发中含水上升快、采收率低的问题，为了改善开发效果，提高采收率，在边底水稠油油藏开展了剩余油分布规律研究，为该油藏下步实施调整奠定了基础，对油田边底水稠油油藏及同类油藏的开发具有重要意义。
1 油藏概况
构造相对简单，且比较平缓，总体表现为东北低、西南高。该块主要含油层系为上第三系馆陶组馆下砂层组，油藏埋深1250m～1280m，沉积类型为河流相沉积，以正韵律沉积为主，分为4套韵律段，储集层岩性以含砾砂岩、中细砂岩、灰质砂岩为主，体上砂体分布稳定、厚度较大，平均17m，储层孔隙度33.8%，渗透率1239.6×10μm，储层物性较好，为高孔高渗的疏松砂岩储层地面原油密度0.9927～1.0075g/cm，平均地面原油粘度3718mPa，凝固点2～14℃，地层水总矿化度为7546mg/l，水型NaHCO3。油藏压力12.59MPa，油层温度为68℃。投入开发以来，采用直井投产，靠水驱开采。由于油稠、油水粘度比大，生产压差大，底水快速锥进，造成油井含水上升快，含水上升速度6.5%，储量动用程度较低，水驱动用程55.9%。
2 剩余油分布规律
（1）隔夹层描述。沉积环境不仅控制着储油层的性质，也控制着隔层和夹层的岩性、物性和平面分布特征。主要目的层Ng下3内分4个韵律段，有3套夹层。1号夹层表现为西南方向沿边界断层夹层连片分布，向东发育两片近南北向分布条带，夹层厚度一般在0.5～2m之间，平均1m左右。2号夹层分布范围较小，呈零散分布的特点，反映河道侧向侵蚀程度加大。夹层厚度一般在0.5～2m之间，平均1m左右，其分布方向与1号夹层的方向垂直，分析原因主要是由于河道流向改變而形成。3号夹层平面上局部连片分布，夹层厚度一般在0.5～2m之间，均1m左右，表现出多条分支河道的特点。
（2）油层水淹状况。油井水淹具明显的规律性，底水水锥是主要的水淹形式，底水又分为天然底水及注入水产生的次生底水。油藏油水粘度比大、底水活跃是造成底水锥进的主要原因，时水锥的出现还受到构造位置、油层电性、隔夹层、含油高度及避射厚度等方面的影响。根据生产动态、PND测井、示踪剂和数值模拟研究，边底水油藏开发初期平面水淹规律受构造位置、隔夹层分布控制。同区域的油井在生产过程中会受到不同程度的水锥作用，纯油区构造高部位井基本未发生水锥，油井投产初期含水低，含水上升速度慢，构造高部位低部位初期含水30%～60%，含水上升速度快；夹层的隔堵作用对含水上升规律影响明显：隔夹层发育的井区，夹层抑制底水向上推进，水锥半径较小，油井水淹相对平缓，而没有夹层区域的油井，底水发生“指进”，水锥半径大，易导致油井暴性水淹，含水上升多以快速高含水的形态出现；对于底水稠油油藏，油井必须有一定的避射厚度，以防底水过早锥进影响开发效果，从距底水距离来看，随着距离的增大，油井含水越低，开发效果越好，
避射厚度大于10m，含水上升缓慢，反之含水迅速上升甚至投产高含水，主要分布在油层的边部。总之，底水水锥是含水上升的基本形式，直井的生产状况决定了水锥半径的大小。
（3）剩余油分布规律。①平面剩余油分布。油藏高部位油层厚、隔层相对发育，油井生产效果好，含水较低，含水上升较慢，累积产油量较高。油层边部井点含水较高，累油量低。根据数值模拟结果分析，油藏北部、西部和东部没井控制的区域剩余油饱和度高，在55%以上，井间底水未波及的区域剩余油饱和度也较高，在注水井附近剩余油饱和度较低。②纵向剩余油分布。在油田开发过程中，油藏数值模拟、动态监测系统是正确认识油藏、评价油藏、有效合理开发油田、提高原油采收率的重要手段。根据数值模拟结果，从累采油量和剩余储量来看，油层1、2韵律段受水锥影响较轻，且有下部油补充，动用程度较低；底部受水锥影响较严重，且储量上移，动用程度较高。从含油饱和度来看，动用程度最低3、4韵律段含油饱和度最高，为57%，基本接近原始含油饱和度；底部动用程度较高，油饱和度较低，仅为47%。
（4）对于砂岩油藏而言，假定忽略毛管压力和溶解气对渗流的影响，满足油水两相稳定渗流条件，根据达西定律可以得到：
根据各油井目前含水率的变化情况，得出该油井所在处的含油饱和度，通过计算油田区块各油井的位置所在处的含有饱和度，就可以得到整个油田区块的剩余油分布的情况。
3 结论及认识
（1）Ng下3由于存在较强的底水能量，注水过程中，油井基本未受效，加之注采井距较大，导致水驱动用程度低、采收率低。
（2）对于底水油藏，不同区域的油井在生产过程中会受到不同程度的水锥作用，纯油区构造高部位井基本未发生水锥，夹层区域的井，由于夹层抑制底水向上推进，水锥半径较大，油井水淹相对平缓。无夹层区域的井，底水发生“指进”，水锥半径小，易导致油井暴性水淹。
（3）由于水在水层中的流动能力远大于在油层中的流动能力，因此，注入水注入后会主要沿底水推进到达油井，注水井点附近顶层仍有大量的剩余油没有被驱替。
（4）利用油藏数字模拟、新钻井测井资料解释、地质综合分析和油藏工程综合分析，掌握平面及纵向的水淹状况及剩余油分布。油藏工程方法分析剩余油：通过动态监测、新钻井资料和油藏工程评价分析，油井含水上升主要受底水锥进的影响，井间剩余油富集。数模分析剩余油：平面上井间和无井控制的区域剩余油饱和度高，在55%以上，纵向上Ng下3含油饱和度最高为57%；Ng下3韵律层含油饱和度在55%以上；Ng下3韵律层油饱和度为47%；Ng下3韵律层油饱和度为38%。
参考文献
[1] 王永进.锦607块剩余油分布规律研究及挖潜应用[J].当代化工研究，2017（6）..
[2] 平面非均质性对剩余油分布规律的影响研究[J].刘斌，周巍，路新宇，韩自腾.科学技术与工程.2015（06）.
[3] 马36井区储层特征再认识[J].邓丽君，沈庆芳.江汉石油科技.2014（03）.
[关键词]边底水稠油油藏；储层展布；剩余油分布规律；调整改善效果
中图分类号：S339 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）16-0079-01
本文针对边底水稠油油藏开发中含水上升快、采收率低的问题，为了改善开发效果，提高采收率，在边底水稠油油藏开展了剩余油分布规律研究，为该油藏下步实施调整奠定了基础，对油田边底水稠油油藏及同类油藏的开发具有重要意义。
1 油藏概况
构造相对简单，且比较平缓，总体表现为东北低、西南高。该块主要含油层系为上第三系馆陶组馆下砂层组，油藏埋深1250m～1280m，沉积类型为河流相沉积，以正韵律沉积为主，分为4套韵律段，储集层岩性以含砾砂岩、中细砂岩、灰质砂岩为主，体上砂体分布稳定、厚度较大，平均17m，储层孔隙度33.8%，渗透率1239.6×10μm，储层物性较好，为高孔高渗的疏松砂岩储层地面原油密度0.9927～1.0075g/cm，平均地面原油粘度3718mPa，凝固点2～14℃，地层水总矿化度为7546mg/l，水型NaHCO3。油藏压力12.59MPa，油层温度为68℃。投入开发以来，采用直井投产，靠水驱开采。由于油稠、油水粘度比大，生产压差大，底水快速锥进，造成油井含水上升快，含水上升速度6.5%，储量动用程度较低，水驱动用程55.9%。
2 剩余油分布规律
（1）隔夹层描述。沉积环境不仅控制着储油层的性质，也控制着隔层和夹层的岩性、物性和平面分布特征。主要目的层Ng下3内分4个韵律段，有3套夹层。1号夹层表现为西南方向沿边界断层夹层连片分布，向东发育两片近南北向分布条带，夹层厚度一般在0.5～2m之间，平均1m左右。2号夹层分布范围较小，呈零散分布的特点，反映河道侧向侵蚀程度加大。夹层厚度一般在0.5～2m之间，平均1m左右，其分布方向与1号夹层的方向垂直，分析原因主要是由于河道流向改變而形成。3号夹层平面上局部连片分布，夹层厚度一般在0.5～2m之间，均1m左右，表现出多条分支河道的特点。
（2）油层水淹状况。油井水淹具明显的规律性，底水水锥是主要的水淹形式，底水又分为天然底水及注入水产生的次生底水。油藏油水粘度比大、底水活跃是造成底水锥进的主要原因，时水锥的出现还受到构造位置、油层电性、隔夹层、含油高度及避射厚度等方面的影响。根据生产动态、PND测井、示踪剂和数值模拟研究，边底水油藏开发初期平面水淹规律受构造位置、隔夹层分布控制。同区域的油井在生产过程中会受到不同程度的水锥作用，纯油区构造高部位井基本未发生水锥，油井投产初期含水低，含水上升速度慢，构造高部位低部位初期含水30%～60%，含水上升速度快；夹层的隔堵作用对含水上升规律影响明显：隔夹层发育的井区，夹层抑制底水向上推进，水锥半径较小，油井水淹相对平缓，而没有夹层区域的油井，底水发生“指进”，水锥半径大，易导致油井暴性水淹，含水上升多以快速高含水的形态出现；对于底水稠油油藏，油井必须有一定的避射厚度，以防底水过早锥进影响开发效果，从距底水距离来看，随着距离的增大，油井含水越低，开发效果越好，
避射厚度大于10m，含水上升缓慢，反之含水迅速上升甚至投产高含水，主要分布在油层的边部。总之，底水水锥是含水上升的基本形式，直井的生产状况决定了水锥半径的大小。
（3）剩余油分布规律。①平面剩余油分布。油藏高部位油层厚、隔层相对发育，油井生产效果好，含水较低，含水上升较慢，累积产油量较高。油层边部井点含水较高，累油量低。根据数值模拟结果分析，油藏北部、西部和东部没井控制的区域剩余油饱和度高，在55%以上，井间底水未波及的区域剩余油饱和度也较高，在注水井附近剩余油饱和度较低。②纵向剩余油分布。在油田开发过程中，油藏数值模拟、动态监测系统是正确认识油藏、评价油藏、有效合理开发油田、提高原油采收率的重要手段。根据数值模拟结果，从累采油量和剩余储量来看，油层1、2韵律段受水锥影响较轻，且有下部油补充，动用程度较低；底部受水锥影响较严重，且储量上移，动用程度较高。从含油饱和度来看，动用程度最低3、4韵律段含油饱和度最高，为57%，基本接近原始含油饱和度；底部动用程度较高，油饱和度较低，仅为47%。
（4）对于砂岩油藏而言，假定忽略毛管压力和溶解气对渗流的影响，满足油水两相稳定渗流条件，根据达西定律可以得到：
根据各油井目前含水率的变化情况，得出该油井所在处的含油饱和度，通过计算油田区块各油井的位置所在处的含有饱和度，就可以得到整个油田区块的剩余油分布的情况。
3 结论及认识
（1）Ng下3由于存在较强的底水能量，注水过程中，油井基本未受效，加之注采井距较大，导致水驱动用程度低、采收率低。
（2）对于底水油藏，不同区域的油井在生产过程中会受到不同程度的水锥作用，纯油区构造高部位井基本未发生水锥，夹层区域的井，由于夹层抑制底水向上推进，水锥半径较大，油井水淹相对平缓。无夹层区域的井，底水发生“指进”，水锥半径小，易导致油井暴性水淹。
（3）由于水在水层中的流动能力远大于在油层中的流动能力，因此，注入水注入后会主要沿底水推进到达油井，注水井点附近顶层仍有大量的剩余油没有被驱替。
（4）利用油藏数字模拟、新钻井测井资料解释、地质综合分析和油藏工程综合分析，掌握平面及纵向的水淹状况及剩余油分布。油藏工程方法分析剩余油：通过动态监测、新钻井资料和油藏工程评价分析，油井含水上升主要受底水锥进的影响，井间剩余油富集。数模分析剩余油：平面上井间和无井控制的区域剩余油饱和度高，在55%以上，纵向上Ng下3含油饱和度最高为57%；Ng下3韵律层含油饱和度在55%以上；Ng下3韵律层油饱和度为47%；Ng下3韵律层油饱和度为38%。
参考文献
[1] 王永进.锦607块剩余油分布规律研究及挖潜应用[J].当代化工研究，2017（6）..
[2] 平面非均质性对剩余油分布规律的影响研究[J].刘斌，周巍，路新宇，韩自腾.科学技术与工程.2015（06）.
[3] 马36井区储层特征再认识[J].邓丽君，沈庆芳.江汉石油科技.2014（03）.