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【摘要】埕东东区为中高渗透整装疏松砂岩油藏，自1996年进入特高含水开发后期，地下剩余油呈“整体高度分散、局部相对富集”的状态。通过综合应用密闭取心、动态监测、数模技术定性定量描述了剩余油分布规律，提出针对性的剩余油挖潜措施，为东区提高采收率提供理论依据。
【关键字】剩余油预测；密闭取心；精细数值模拟；特高含水开发
埕东油田位于沾化凹陷北部埕子口凸起东部高点，主要含油层系Ng上段。储层为河流相沉积，属中高渗透整装疏松砂岩油藏。自1974年投入开发，通过适时的层系调整、井网加密、整体提液并持续开展注采井网调整和精细油藏管理，取得了较好的开发效果。1996年进入特高含水开发后期，目前综合含水98.1%，采收率44.8%，累积注入倍数3.7，可采储量采出程度95%。
大量的油田开发实践证明，油田进入特高含水期，地下仍有可观的可动剩余油，呈“整体高度分散、局部相对富集”[1]的状态。笔者根据东区开发特点，综合应用密闭取心、动态监测、数模技术定量描述了剩余油分布规律，以指导东区开发调整提高采收率。
1.密闭取心技术
密闭取心技术可以研究和检查地下油水分布规律， 确定油层残余油分布特点及油层注水后岩性、物性变化。优选储层发育稳定密闭取心井埕7-检9井，该井靠近老取心井（埕9-J82井），便于物性及含油性对比。采用密闭冷冻保形取心工艺钻井取心。
从取心井埕7-检9井资料分析，单井相为辫状河亚相，主要发育河心砂坝和辫状河道微相。Ng25到Ng34各层均见水，由于各层注采关系不同，不同层位水淹状况存在差异，主力厚油层Ng252、Ng331、Ng34处于主流线，水淹程度高，驱油效率在40%以上，目前含油饱和度在33%-39%之间，可动油饱和度平均为15%；非主力薄层Ng251、Ng321、Ng332处于非主流线，水淹程度低，驱油效率在25%左右，目前含油饱和度较高大于42%，可动油饱和度20%以上。
2.动态监测技术
动态监测在油藏开发过程中能够监测到地下流体的运动及分布，是油藏开发管理的重要手段。埕东东区常用的动态测试有C/O测井、SNP测井、采油井产出剖面、注水井吸水剖面等。
2.1各沉积微相剩余油饱和度分布
Ng34-Ng4为辫状河沉积，细分为河心砂坝、辫状河道、河道侧缘、河间滩地四个沉积微相。统计东区2000年以来饱和度测试资料，曲流河沉积的Ng25、Ng32、Ng33边滩微相的油井产量相对低，累积采油少，累积水油比低，剩余油饱和度较高为30.8%。Ng34为辫状河道微相油井产量高，注入倍数高水淹严重，剩余油饱和度24.8%。
2.2开发因素对剩余油分布的影响
2.2.1注采关系对剩余油分布的影响。由于平面井网控制程度不同，处在主流线部位的油层注水波及状况好水淹程度高，而非主流线上油层水淹程度相对较低。
2.2.2注采强度对剩余油分布的影响。据相关研究实践，注入倍数对波及系数的影响在平面上，当注入倍数较高时，水驱前缘可以越过井组范围，甚至越过井距一倍以上；在纵向上，当注入倍数较高时，能改善纵向波及程度，但是也会造成窜层、窜槽及大孔道现象加剧。
3.精细数值模拟技术
依据东区油藏特点及开发状况，在特高含水开发后期运用精细数值模拟技术研究剩余油富集区。以“粗细结合”技术为主导[3]，整个油藏应用粗网格或快速算法，找出剩余油目标区再进一步细化模拟。综合应用网格合并技术、沉积相相控技术提高地质模型可信度，进而定量描述剩余油特征。
3.1地质建模和网格划分
东区三维地质模型的工区面积为13.9Km2。测井资料和分层数据相匹配的井有379口，平均井距121m，井网密度20.5口，深度1098-1250m。经过精细储层对比，本次以Ng23层等10个时间单元为研究对象，应用GMSS软件建立储层三维地质模型，包括构造模型、属性模型等，平面上25×25m的网格步长，网格模型为192×148×10，总节点数据284160个。
3.2数值模拟研究
油藏数值模拟技术通过对实际油藏进行整体模拟计算，直观描述不同开发阶段的水淹状况和剩余油宏观分布特点和对应数量。在地质模型的基础上，埕东东区选择Workbench软件中SimbestⅡ模块进行动态数值模拟。
4.埕东东区剩余油分布规律及对策
注水开发油田剩余油的形成受多种因素的影响，主要由于储层的非均质性、断层遮挡因素及注采井网的适应性。进入特高含水开发后期，由于水驱波及体积的不断扩大，构造对剩余油分布的控制作用减弱，储层非均质性和动态注采关系是影响剩余油分布的主要因素。
4.1埕东东区剩余油分布规律
平面上剩余油分布：一是在平面上表现出井网控制不完善，油井单向受效，剩余油丰度大。二是早期内部注水形成的油水边界附近剩余油富集环形带，开采时间较晚的边部，注水井之间等区域剩余油富集。三是在边滩、辫状河道等储层原始物性较好，原始含油饱和度较高的区域，目前剩余油饱和度仍然较高。四是断层遮挡附近形成剩余油富集区。
层内剩余油分布：一是无隔夹层控制的厚层正韵律段，下部水洗较上部强；二是复合韵律层分段水洗明显，各韵律段底部水洗较强。
层间剩余油分布：由于多年的细分层系强注强采开发，主力油层Ng25、33、34虽水淹程度较高，采出程度均高于40%，但由于原始含油饱和度较高，目前剩余油饱和度仍然较高；非主力层厚度相对较小，渗透率相对较低，整体水淹较弱，剩余油相对富集。
4.2埕东东区提高采收率对策
埕东东区经过近30年的水驱开发，随着不断注采完善，储量动用程度不断增加。含水开发后期针对局部剩余油富集带和富集层，实施补孔、卡堵水、合采等措施，原有的5套开发层系逐渐演变成多层合采的层系状况。目前处于高含水开发后期，综合含水高达98.1%，剩余可采储量采油速度高，常规措施效果变差、内部调整挖潜工作难度加大。制约开发的因素一是由于套损、高含水等原因，导致停产停注井增多、井网适应性变差，尤其是各层系井网完善及储量动用状况差别大；二是特高含水期水驱效果变差，需要改变开发方式提高采收率。
针对以上问题，在剩余油综合研究的基础上，提出以“Ng34水平井井网加密、Ng25-33井网重组、提液”为方向的水驱调整方案，并开展了三次采油行性研究，为提高采收率提供了理论依据。
5.结论和认识
（1）埕东东区特高含水开发后期剩余油主要受储层非均质性和动态注采关系控制，呈“整体高度分散、局部相对富集”的状态。
（2）综合应用网格合并技术、沉积相控技术建立精细的三维油藏地质模型，确定剩余油富集区，实现了储层建模与数值模拟研究一体化。
（3）在埕东东区特高含水开发后期定量研究剩余油，需要综合运用地质、测井、精细数值模拟等技术相互印证，才能准确地把握剩余油分布规律。
【关键字】剩余油预测；密闭取心；精细数值模拟；特高含水开发
埕东油田位于沾化凹陷北部埕子口凸起东部高点，主要含油层系Ng上段。储层为河流相沉积，属中高渗透整装疏松砂岩油藏。自1974年投入开发，通过适时的层系调整、井网加密、整体提液并持续开展注采井网调整和精细油藏管理，取得了较好的开发效果。1996年进入特高含水开发后期，目前综合含水98.1%，采收率44.8%，累积注入倍数3.7，可采储量采出程度95%。
大量的油田开发实践证明，油田进入特高含水期，地下仍有可观的可动剩余油，呈“整体高度分散、局部相对富集”[1]的状态。笔者根据东区开发特点，综合应用密闭取心、动态监测、数模技术定量描述了剩余油分布规律，以指导东区开发调整提高采收率。
1.密闭取心技术
密闭取心技术可以研究和检查地下油水分布规律， 确定油层残余油分布特点及油层注水后岩性、物性变化。优选储层发育稳定密闭取心井埕7-检9井，该井靠近老取心井（埕9-J82井），便于物性及含油性对比。采用密闭冷冻保形取心工艺钻井取心。
从取心井埕7-检9井资料分析，单井相为辫状河亚相，主要发育河心砂坝和辫状河道微相。Ng25到Ng34各层均见水，由于各层注采关系不同，不同层位水淹状况存在差异，主力厚油层Ng252、Ng331、Ng34处于主流线，水淹程度高，驱油效率在40%以上，目前含油饱和度在33%-39%之间，可动油饱和度平均为15%；非主力薄层Ng251、Ng321、Ng332处于非主流线，水淹程度低，驱油效率在25%左右，目前含油饱和度较高大于42%，可动油饱和度20%以上。
2.动态监测技术
动态监测在油藏开发过程中能够监测到地下流体的运动及分布，是油藏开发管理的重要手段。埕东东区常用的动态测试有C/O测井、SNP测井、采油井产出剖面、注水井吸水剖面等。
2.1各沉积微相剩余油饱和度分布
Ng34-Ng4为辫状河沉积，细分为河心砂坝、辫状河道、河道侧缘、河间滩地四个沉积微相。统计东区2000年以来饱和度测试资料，曲流河沉积的Ng25、Ng32、Ng33边滩微相的油井产量相对低，累积采油少，累积水油比低，剩余油饱和度较高为30.8%。Ng34为辫状河道微相油井产量高，注入倍数高水淹严重，剩余油饱和度24.8%。
2.2开发因素对剩余油分布的影响
2.2.1注采关系对剩余油分布的影响。由于平面井网控制程度不同，处在主流线部位的油层注水波及状况好水淹程度高，而非主流线上油层水淹程度相对较低。
2.2.2注采强度对剩余油分布的影响。据相关研究实践，注入倍数对波及系数的影响在平面上，当注入倍数较高时，水驱前缘可以越过井组范围，甚至越过井距一倍以上；在纵向上，当注入倍数较高时，能改善纵向波及程度，但是也会造成窜层、窜槽及大孔道现象加剧。
3.精细数值模拟技术
依据东区油藏特点及开发状况，在特高含水开发后期运用精细数值模拟技术研究剩余油富集区。以“粗细结合”技术为主导[3]，整个油藏应用粗网格或快速算法，找出剩余油目标区再进一步细化模拟。综合应用网格合并技术、沉积相相控技术提高地质模型可信度，进而定量描述剩余油特征。
3.1地质建模和网格划分
东区三维地质模型的工区面积为13.9Km2。测井资料和分层数据相匹配的井有379口，平均井距121m，井网密度20.5口，深度1098-1250m。经过精细储层对比，本次以Ng23层等10个时间单元为研究对象，应用GMSS软件建立储层三维地质模型，包括构造模型、属性模型等，平面上25×25m的网格步长，网格模型为192×148×10，总节点数据284160个。
3.2数值模拟研究
油藏数值模拟技术通过对实际油藏进行整体模拟计算，直观描述不同开发阶段的水淹状况和剩余油宏观分布特点和对应数量。在地质模型的基础上，埕东东区选择Workbench软件中SimbestⅡ模块进行动态数值模拟。
4.埕东东区剩余油分布规律及对策
注水开发油田剩余油的形成受多种因素的影响，主要由于储层的非均质性、断层遮挡因素及注采井网的适应性。进入特高含水开发后期，由于水驱波及体积的不断扩大，构造对剩余油分布的控制作用减弱，储层非均质性和动态注采关系是影响剩余油分布的主要因素。
4.1埕东东区剩余油分布规律
平面上剩余油分布：一是在平面上表现出井网控制不完善，油井单向受效，剩余油丰度大。二是早期内部注水形成的油水边界附近剩余油富集环形带，开采时间较晚的边部，注水井之间等区域剩余油富集。三是在边滩、辫状河道等储层原始物性较好，原始含油饱和度较高的区域，目前剩余油饱和度仍然较高。四是断层遮挡附近形成剩余油富集区。
层内剩余油分布：一是无隔夹层控制的厚层正韵律段，下部水洗较上部强；二是复合韵律层分段水洗明显，各韵律段底部水洗较强。
层间剩余油分布：由于多年的细分层系强注强采开发，主力油层Ng25、33、34虽水淹程度较高，采出程度均高于40%，但由于原始含油饱和度较高，目前剩余油饱和度仍然较高；非主力层厚度相对较小，渗透率相对较低，整体水淹较弱，剩余油相对富集。
4.2埕东东区提高采收率对策
埕东东区经过近30年的水驱开发，随着不断注采完善，储量动用程度不断增加。含水开发后期针对局部剩余油富集带和富集层，实施补孔、卡堵水、合采等措施，原有的5套开发层系逐渐演变成多层合采的层系状况。目前处于高含水开发后期，综合含水高达98.1%，剩余可采储量采油速度高，常规措施效果变差、内部调整挖潜工作难度加大。制约开发的因素一是由于套损、高含水等原因，导致停产停注井增多、井网适应性变差，尤其是各层系井网完善及储量动用状况差别大；二是特高含水期水驱效果变差，需要改变开发方式提高采收率。
针对以上问题，在剩余油综合研究的基础上，提出以“Ng34水平井井网加密、Ng25-33井网重组、提液”为方向的水驱调整方案，并开展了三次采油行性研究，为提高采收率提供了理论依据。
5.结论和认识
（1）埕东东区特高含水开发后期剩余油主要受储层非均质性和动态注采关系控制，呈“整体高度分散、局部相对富集”的状态。
（2）综合应用网格合并技术、沉积相控技术建立精细的三维油藏地质模型，确定剩余油富集区，实现了储层建模与数值模拟研究一体化。
（3）在埕东东区特高含水开发后期定量研究剩余油，需要综合运用地质、测井、精细数值模拟等技术相互印证，才能准确地把握剩余油分布规律。