东辛油田某区块剩余油分布与潜力分析
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【摘要】随着油田勘探开发程度提高，低渗透油藏开发地位越来越重要。低渗透油藏在探明储量的比重较大，并且在原油产量中所占比例越来越高，因而开发潜力大。东辛采油厂营某区块沙三段油藏含油面积10.2km2，地质储量1248×104t，占东辛采油厂低渗透储量的63.3%，是东辛采油厂最大的低渗透开发管理单元，其各区不同的网井距、储层物性、井开发方式具有代表性，因此选择该区块低渗透油藏开展精确剩余油分布和挖潜分析，对于提高低渗透油藏的开发有着重要的指导意义。
【关键词】低渗透 剩余油 地质模型
1 储层特征1.1 沉积特征
本次研究区块沙三段砂体属半深湖―深湖相浊流沉积，物源来自东南方向。只有一套含油砂体，内有不稳定的泥岩夹层。砂体厚度最大30.9m，平均13.1m，最大油层厚度27.3m，其中油藏中部砂体厚度大，粒度适中，分选性好，边部岩性变细，厚度变薄。1.2 岩性特征
该区块储层岩性以长石细砂岩为主，以长石粗粉砂岩次之。中间夹薄泥岩夹层，粒度中值0.13-0.166mm，分选中等，磨圆度次棱角状，泥质含量5.3%，碳酸盐含量4.8%。孔隙式胶结为主；接触关系以点接触居多，孔隙类型以微孔为主，孔隙直径5-20um，喉道平均宽度为1-3um，孔喉组合类型为小孔-细喉型，胶结物成分为白云石，粘土和自生石英。
1.3 物性特征
根据四口取芯井结合测井解释资料分析结果，空气渗透率为3.2-83.7××10-3um2，平均31.8×10-3um2，有效渗透率9×10-3um2，渗透率变异系数0.54，孔隙度19.6-25%，平均21%。孔隙类型以微孔为主，孔隙直径5-20um，喉道平均宽度为1-3mm，孔喉组合类型为小孔―细喉型。
2 建立地质模型，进行剩余油分析2.1 地质模型的选择与网格系统的建立
根据油田实际情况，在油藏构造图上进行模拟网格的划分，选取矩形网格系统。划分时，网格方向尽可能与区域边界、井排方向平行或正交，网格边缘应尽可能与边界、断层重合；网格方向考虑油藏性质变化的方向，坐标系统平行或垂直于油藏中流体的主流动方向；网格方向、尺寸与现有井位和准备新钻井位相适应，井位尽可能布置在网格的中心，一个网格内只有一口井；在高产区、井密集区等区域使用密网格，而在边部和水区部位等区域使用较粗网格。
为了使数值模拟结果可靠，进行了营某沙三油藏的全区数模，数模区内包括油水井110口。为了使所划网格系统能尽量反映油藏非均质性、非均匀程度，使模拟结果能充分体现沉积微相、微构造等各种地质因素和注采井网调整等各种开发因素对地下油水运动、油水分布的控制和影响，在模型网格划分时，纵向上分有29个模拟层；平面上模型网格划分采用等距的正交网格。单层网格总节点数为：136×100=13600个；29个小层合计节点共：394400个。
2.2 开发指标拟合2.2.1？地质储量拟合
根据储层评价的研究结果所建立起来的地质模型，是否能代表实际油藏的特性，有待历史拟合检验。经初步调整，拟合储量与容积法所计算储量基本相等，误差较小，从而证明建立的数值模型是准确可信的.实际储量为1248×104t，计算储量为1239×104t，相对误差为0.7%
2.2.2？产液量、产油量拟合
对于营某低渗透率油田这种低孔低渗且只有实施大型压裂措施后才能见经济产能的油田，则必须对地质模型作较大的调整后，采油量才能得到较好的拟合。根据模拟要求，在采油量拟合中，充分考虑到压裂酸化措施及尽可能利用地层测试资料。
由于本次模拟中采用的是定产液量的计算模式，只要地层能量充足，液量的拟合结果都会达到较好的拟合精度。本研究所用的模型产液量拟合精度较高，基本达到定液量生产的要求，和历史相比，误差不到1%，满足数值模拟要求。2.2.3？剩余油分布
油藏进入高含水高采出阶段后，地下油水关系复杂，剩余油分布既零散又有相对富集部位。总体上说，剩余油分布一方面受油藏地质特征的控制，如油藏构造产状、几何形态、流动单元展布、砂体连续性、渗透率非均质等；另一方面也受开采工艺技术水平，如井网分布、层系划分、调整措施等因素的影响。通过数值模拟，得出了沙三中下各层的饱和度以及储量丰度分布图。
图1？S3-2剩余油饱和度分布图
从各层剩余储量统计表（表1）中可以看出，非主力层1、4、5号层零星分布，主力层2、3号仍是今后开发的潜力层。
2.2.4？平面各区潜力分析
采用Arps产量递减法在目前开发状况下对各区的可采储量进行了预测。经过分析可以看出，在三个分区中南区的剩余可采储量最多，为53.15×104t，三区合计剩余可采储量67.09×104t；采用单元合计预测的可采储量为74.86×104t，三区合并后的产量递减率降低，计算可采储量略高于三区分别计算后相加的可采储量。
根据各区的相对渗透率曲线以及储层物性，采用流管法计算了各区的含水与采出程度的关系曲线，预测到含水98%时北区、南区、西区的最综采收率分别为：35.2%、29.5%、25.7%，与目前各区采出程度26.2%、18.6%、18.1%相比，各区仍有较大的开发潜力。
（1）研究区块的渗透率为3.2-83.7×10-3um2，平均31.8×10-3um2，有效渗透率9×10-3um2，属于低渗透油藏。沙三段砂体属半深湖―深湖相浊流沉积，岩性以长石细砂岩为主，分选中等，磨圆度次棱角状。
（2）应用三维地质建模和油藏数值模拟技术，对研究区块进行剩余油分析，确定非主力层为1、4、5号层，主力层为2、3号层，是今后开发的潜力层。