吴起油田旗56-122区剩余油分布研究

Study on the Distribution of Residual Oil in Area Qi 56-122 of Wuqi Oilfield

摘要: 充分应用吴起油田旗56-122区的地质资料和动态数据，从平面和垂向两个方面对研究区的剩余油分布情况进行了分析。结果表明，长91²小层剩余油饱和度高，呈连片状分布，长91¹小层次之，长91³小层剩余油分布最少，呈分散状分布；从垂向来看，长91²小层剩余储量最多，潜力大。并且设计了两套方案，其中加密方案的产油量更高且含水率低。本文的研究可以指导今后该区块的高效生产。

Abstract: The geological data and dynamic data of Area 56-122 of Wuqi Oilfield were fully applied, and the remaining oil distribution in the study area was analyzed from both plane and vertical aspects. The results show that the residual oil of the Chang 91² small layer has high saturation and is con-tinuously distributed, the Chang 91¹ small layer is long, and the remaining oil of the Chang 91³ small layer is the least distributed and has a dispersed distribution; from the vertical point of view, the remaining reserves of the Chang 91² small layer are the most and the potential is large. And two schemes were designed, in which the encryption scheme produced higher oil and had a low moisture content. The research in this paper can guide the efficient production of this block in the future.

1. 引言

剩余油是指在经过一段时间或者一定程度的开采后，油藏中仍未被采出而滞留在储层内的那部分原油 [1] [2] [3] [4]。随着这些年的发展，低渗透油藏的产油量也越来越高，但还是存在着总体采收率低的问题 [5] [6] [7] [8] [9]，因此，迫切需要深入研究低渗油藏的剩余油分布规律，这也是未来油气勘探开发的重难点。目前国内开展了大量低渗透油藏剩余油分布规律的分析，但是针对鄂尔多斯盆地吴起油田的研究还不够充分，依据现有研究资料不足以支撑吴起油田旗56-122区的油藏高效开发。本文应用三维地质建模和油藏数值模拟技术，分析了旗56-122区的剩余油分布规律，为该区域后续的剩余油挖潜提供了参考。

2. 研究区概况

2.1. 地质概况

鄂尔多斯盆地东迄吕梁山，西达腾格里沙漠，南抵秦岭，北起阴山，是我国的第二大沉积盆地，面积约25 × 10⁴ km² [10]，行政区属陕、甘、宁、蒙、晋五省区，其中延长组的物源方向主要为北东向 [11]。吴起油田构造上位于鄂尔多斯盆地中部，处于陕北斜坡构造单元，主要发育东高西低、倾角约为1˚的西倾单斜，其砂体沉积规模随着湖盆自发展到鼎盛随之消亡的过程而变化。研究区位于吴起地区东南部，如图1所示 [12]。主力生产层为延长组长9油层组。吴起油田三叠系延长组为低渗–特低渗岩性油藏。吴起地区长9油藏湖泊–三角洲沉积体系中，水下分流道呈多期河道叠置，河道砂体变化不大，各小层砂体厚度以小于10 m为主，砂体厚度大于10 m的主要分布在河道主流线上。岩性为细砂岩类，录井显示油斑级别含油性较好，储层物性差，岩性致密，属于超低渗储层。

2.2. 开发概况

旗56-122区主力含油层系为延长组长9层，砂体近南北向展布，平均钻遇油层10.6 m，差油层7.5 m，采用420 × 130 m菱形反九点大斜度井网规模开发，井位图如图2所示。该区块2018年投产，截至2021年3月，大斜度井开井22口，井均日产液2.10 m³，日产油1.32 t，综合含水39.25%；注水井开井9口，单井日注1.61 m³ (表1)。研究区的开采曲线如图3所示。

Figure 1. Schematic map of the location of the study area

图1. 研究区位置示意图

Table 1. Brief table of mining in the study area

表1. 研究区开采简况表

Figure 2. Well location distribution map of the study area

图2. 研究区井位分布图

(a)(b)

Figure 3. Mining graph of the study area. (a) Yield graph; (b) Moisture content curve

图3. 研究区开采曲线图。(a) 产量曲线图；(b) 含水率曲线图

3. 精细地质建模

3.1. 建模方法

目前常用的储层建模方法主要是确定性建模方法和随机性建模方法两种。确定性建模方法 [13] 是指从已知确定资料的控制点出发，给出确定的、唯一的储层结构和参数分布。随机性建模 [14] [15] [16] 是指依据现有的数据信息，运用地质模型和数理统计方法，再使用一定的数学计算方法，通过计算机技术，建立多个等概率的能够符合研究区地质认识的模型。而相控建模 [17] 是指在储层建模中，以沉积相在时空中的展布特征为约束，通过数理统计方法，用随机建模或者确定性建模技术实现更符合研究区地质规律的模型。建立储层三维地质模型是为了获得能够真实反映地下储层的孔隙度、渗透率以及含水饱和度等参数的空间分布的模型。因为储层物性的分布具有各向异性以及非均质性，确定性建模由于只用少数观测点进行插值不能完全反映地下的真实情况。原因在于，储层物性参数的空间分布不仅具有随机性，而且还会受到储层砂体成因单元的控制，表现为具有区域化变量的特征。

因此，综合考虑之下，定量描述储层岩石物性空间分布的最佳方法是随机过程的相控随机模拟方法。因为相控建模可以更好地约束储层的物性，能够很好地表征研究区储层沉积微相对物性分布的控制作用。再者，随机建模方法与确定性建模相比，建模结果不唯一，从而可以优选出最符合研究区实际地质特征的模型，提高建模精度，更有利于后期的数值模拟模型的建立以及剩余油分布规律预测。

本次使用的三维可视化地质建模软件是Petrel^TM软件，该软件内提供了多种随机模拟算法，本次选择序贯高斯模拟法，它是建立在序贯模拟上的一个特殊的情况，建立在顺序模拟、克里金正态得分转换原理基础上的。

3.2. 三维地质构造模型建立

地质构造模型要能够反映研究区的构造特征以及构造背景下的地层厚度分布变化、垂向地层之间的接触关系等。吴起地区长9油藏构造相对比较简单，没有断层发育，因此本次建模未建立断层模型。同时研究区的钻井信息显示，开发井基本未钻穿长9₂，以长9₁为主要生产目的层，因此本次结构模型共建立长9₁三个小层的模型。

Figure 4. Three-dimensional geological grid model

图4. 三维地质格架模型

根据旗56-122区井网密度及工区范围，平面上按照10 × 10米网格进行划分，纵向上网格精度0.5米，网格总数332 × 291 × 90 = 8,695,080个，网格方向为NE75˚，与主应力方向一致。根据分层数据，建立旗56-122区长9₁油藏构造模型(图4)。顶面构造模型表明，该区面积小，构造平缓，东北高，西南低。南北构造相差65米左右。由地层剖面图(图5)可以看出，该区地层厚度稳定，且三个小层厚度差异不大，相对而言，长9₁²最厚，长9₁¹较薄。模型反应出的地层展布特征和收集到的分层数据一致。

(a)(b)

Figure 5. Stratigraphic model profile view. (a) East-west profile view; (b) North-south profile

图5. 地层模型剖面图。(a) 东西向剖面图；(b) 南北向剖面图

3.3. 相模型建立

由前人的地质研究成果可知，旗56-122区块的沉积微相主要有水下分流河道、河道侧缘和分流间湾。首先将测井沉积相重新分类，保留分流间湾，将水下分流河道和河道侧缘合并，进行测井沉积相粗化。其次，根据沉积相数据离散的特点，选择序贯指示模拟方法来建立模型。结果如图6所示，该模型能反映出沉积微相分布特征，基本符合前期的地质认识。

(a)(b)

Figure 6. Three-dimensional model of the deposition phase. (a) Deposited phase grid model; (b) Sedimentary phase model

图6. 沉积相三维模型。(a) 沉积相栅状模型；(b) 沉积相模型

3.4. 储层属性模型

3.4.1. 孔隙度模型

以旗56-122区单井测井解释结果为基础，通过对测井解释结果的粗化，采用序贯高斯模拟算法，建立了旗56-122区长9₁油藏孔隙度三维模型。

从图7看出，相对高孔隙度分布在旗56-122区西北及南部，而在东部则存在明显低孔区域分布，区域平均孔隙度4.03%。从三个小层的孔隙度分布直方图(图8)及孔隙度分布剖面图(图9)可以看出，三个小层孔隙度分布相对均值，高孔隙度区域集中。长9₁²的孔隙度最好。

(a)(b)

Figure 7. 3D porosity model. (a) Porosity grid model; (b) Porosity model

图7. 三维孔隙度模型。(a) 孔隙度栅状模型；(b) 孔隙度模型

(a) (b)(c)

Figure 8. Histogram of the porosity distribution. (a) Chang 9₁¹; (b) Chang 9₁²; (c) Chang 9₁³

图8. 孔隙度分布直方图。(a) 长9₁¹；(b) 长9₁²；(c) 长9₁³

(a)(b)

Figure 9. Profile of the porosity distribution. (a) North-south profile; (b) East-west profile view

图9. 孔隙度分布剖面图。(a) 南北向剖面图；(b) 东西向剖面图

3.4.2. 渗透率模型

图10为建立的旗56-122区长9₁油藏渗透率三维模型。从这两张图可以看出，渗透率平面上分布集中在西部地区，东部存在明显的低值区域，并且垂向上分布差异较大。从三个小层的渗透率分布直方图(图11)及渗透率分布剖面图(图12)可以看出，长9₁¹与长9₁²小层渗透率呈正态分布，长9₁³小层渗透率相对较低。比较而言，长9₁¹和长9₁²渗透率相对较好。

(a)(b)

Figure 10. 3D model of permeability. (a) Permeability grid-like 3D model; (b) Permeability model

图10. 渗透率三维模型。(a) 渗透率栅状三维模型；(b) 渗透率模型

(a) (b)(c)

Figure 11. Histogram of permeability distribution. (a) Chang 9₁¹; (b) Chang 9₁²; (c) Chang 9₁³

图11. 渗透率分布直方图。(a) 长9₁¹；(b) 长9₁²；(c) 长9₁³

(a)(b)

Figure 12. Permeability profile distribution. (a) North-south profile distribution; (b) East-west profile distribution

图12. 渗透率剖面分布图。(a) 南北向剖面分布图；(b) 东西向剖面分布图

3.5. 储量计算

根据容积法 [18] [19] 估算模型的储量。其计算公式为：

$\text{N}=\text{1}00\text{A}\cdot \text{h}\cdot \text{f}\left(\text{1}-{\text{S}}_{\text{wi}}\right){\rho }_0/{\text{B}}_{\text{oi}}$ (1)

式中：N为石油地质储量，10⁴ t；

A为含油面积，km²；

h为平均有效厚度，m；

φ为平均有效孔隙度，f；

S_oi为平均原始含油饱和度，f；

ρ₀为地面原油密度，t/m³；

B_oi为地层原油体积系数。

计算结果如表2所示，旗56-122区约为185.69万吨。

Table 2. Table of parameters for reserve calculation

表2. 储量计算参数表

4. 油藏数值模拟

4.1. 网格系统的建立及参数的输入

4.1.1. 网格系统的建立

根据研究区的基本特征，即油藏地层压力高，粘度低，溶解气油比较小，因此在进行数值模拟时选择ECLIPSE软件的黑油模型进行模拟运算。模型的基本情况如表3所示。

Table 3. The basic parameters of a numerical simulation model

表3. 数值模拟模型的基本参数

4.1.2. 参数输入

1) 流体物性参数

油藏有关流体性质参数如表4所示。

Table 4. Reservoir fluid and rock high pressure physical properties parameters

表4. 油藏流体及岩石高压物性参数

2) 相对渗透率数据

相对渗透率数据来自收集油田岩心相对渗透率测试成果，见表5。

Table 5. Model relative permeability data table

表5. 模型相对渗透率数据表

4.2. 动态历史拟合及结果分析

4.2.1. 区块储量拟合

建立数值模型后，首先要进行原始地质储量的拟合，储量拟合以复算地质储量为目标。在历史拟合开始时，必须确定模型参数的可调范围，使模型参数的修改在合理的、可接受的范围内。计算的地质储量为185.69万吨，拟合储量为191.55万吨，误差为3.16%，在5%以内，符合要求。各小层储量拟合情况如表6所示。

Table 6. Numerical simulation reserve fitting table

表6. 数值模拟储量拟合表

4.2.2. 区块动态历史拟合

历史拟合部分是油藏数值模拟研究中不可或缺的一部分，它整个基本上是一个确认模型的过程。在给定油藏物性特征以及流体高压物性等的基础上，计算出油藏的生产数据，然后将计算的生产数据与油藏真实的历史数据进行对比，再次过程中，要及时的通过调整输入参数使得计算的数据尽可能的接近历史数据，如此重复，最后通过静态数据的协调，使数模模型在一定程度上能够代表研究区油藏的真实状态。因而，历史拟合可以判断油藏模型的准确性，预测后继的开发指标，其主要拟合指标包括区块拟合和单井拟合，主要拟合以下参数：油藏产油、产水、产液量及单井产油量、产水量变化等。

旗56-122区对采油井采取定液量拟合，注水井则依据注水量进行拟合。本次共拟合了32口井，其中包括23口采油井和9口注水井。区块产液量拟合曲线如图13所示，两条曲线完全重合，说明液量拟合精度高。区块日产油量拟合曲线如图14所示，前期拟合精度高，两条曲线基本吻合，后半段拟合产油量略低。图15是区块产水量拟合曲线，也是投产前期拟合精度高，由于是定液量生产，后半段则表现为产水量偏高。拟合曲线表明本次区块拟合整体指标趋势吻合，误差低，拟合精度高，单井指标拟合率超过80%，图16和图17为其中两口单井拟合曲线。

Figure 13. Historical fit diagram of block Nissan fluid

图13. 区块日产液历史拟合图

Figure 14. Historical fitting diagram of block Nissan oil

图14. 区块日产油历史拟合图

Figure 15. Historical fitting map of daily water production in blocks

图15. 区块日产水量历史拟合图

Figure 16. Q60-1171 well fitting curve

图16. Q60-1171井拟合曲线图

Figure 17. X256-97X well-day fitting curve

图17. X256-97X井日拟合曲线图

5. 剩余油分布规律

5.1. 剩余油平面分布规律

旗56-122区块油藏各小层剩余油分布情况如图18、图19和图20所示。由图可知，长9₁²小层砂体连续性较好，局部含油饱和度高，长9₁¹小层次之，长9₁³小层为主力层底部，砂体连通性差，无动用潜力。由于井间具有不易渗流区带的存在，特低渗透油藏的储量通常表现为以下几个特点：整体动用程度低、平面动用不均衡，而且动用的储量一般在生产井周围，无井控制区域储量未动用或者动用程度低。而研究区的剩余油分布也具有这些特征。三个小层北部井间都存在局部剩余油富集区，主要集中在X253-99X、Q56-122、X254-98X、X255-98以及X255-99X井中间。长9₁¹和长9₁²小层西部局部存在剩余油富集区。长9₁³小层剩余油饱和度低，且分布零散，呈圆状、椭圆状分布，主要分布在北部和西南部。

5.2. 剩余油垂向分布规律

为研究各小层垂向剩余油分布情况，对每个小层的采出储量、剩余储量以及采出程度进行了计算，如表7所示。该区块投产晚，开采时间短，又是低渗透储层，因此整体的采收率也比较低，仅为4.90%，其中长9₁³小层采出程度最高，达到13.84%；长9₁²小层的采收率为5.82%，剩余油饱和度高，剩余油储量也最多，为114.31万吨，剩余油开采潜力大。

Table 7. Statistical table of remaining reserves of each sublayer

表7. 各小层剩余储量统计表

Figure 18. Chang 9₁¹ small layer residual oil distribution map

图18. 长9₁¹小层剩余油分布图

Figure 19. Chang 9₁² small layer residual oil distribution map

图19. 长9₁²小层剩余油分布图

Figure 20. Chang 9₁³ small layer residual oil distribution map

图20. 长9₁³小层剩余油分布图

6. 挖潜方案

注水政策论证：2019年投产井14口，生产8个月单井液量由8.16 m³/d下降到2.91 m³/d，流压由9.0 MPa下降到4.6 MPa。投产第二个月平均流压即下降至饱和压力8.3 MPa以下，流压下降速度0.55 MPa/月。目前22口投产井功图均为供液不足，说明下一步需加强能量补充(图21~23)。

Figure 21. The Chang 9 reservoir in The Qi 56-122 district was put into operation in 2019

图21. 旗56-122长9油藏2019年投产井流压及液量柱状图

Figure 22. Production curve of the soluble bridge plug fracturing well X254-98X

图22. 可溶桥塞压裂井X254-98X生产曲线

Figure 23. X 258-96X production curve for hydraulic blast fracturing wells

图23. 水力喷砂压裂井X258-96X生产曲线

2) 注水方案：针对油藏注水开发易见水、自然能量开发压力保持水平低，开展加强注水，补充地层能量、促进油井见效。加强注水补充地层能量、促进油井见效，实现有效驱替。因此设计了两套方案。第一套是基础方案，按照现有的井网和生产制度不变，继续生产10年。第二套方案是加密方案，对四口水井进行加强注水，井号如表8所示，日注水量15 m³/d，其他注水井保持不变，还是按照原有的注水量进行拟合。同样采用注水井定注入量、油井定产液量的工作制度进行生产10年。

Table 8. Table of encryption schemes

表8. 加密方案表

通过对基础方案和加密方案的运行结果对比可知，加密方案的开发效果更好，主要体现在加密方案的累产油量比基础方案的多1.1万方，并且它的含水率也更低。平均井组采收率从17.72%提高到19.24%，提高了1.52% (图24、图25)。

Figure 24. Comparison chart of cumulative oil production

图24. 累产油对比图

Figure 25. Moisture content comparison chart

图25. 含水率对比图

7. 结论

1) 从平面上来看，长9₁²小层局部含油饱和度高，剩余油呈片状分布；长9₁¹小层饱和度次之；长9₁³小层为主力层底部，仅局部有少量剩余油分散分布，无动用潜力。

2) 从垂向来看，旗56-122区长9₁²小层剩余油饱和度高，剩余储量最多，但是采出程度仅为5.82%，是该区块今后剩余油挖潜的主要对象。长9₁³剩余储量最少。

3) 设计了两套剩余油挖潜方案，通过对比结果可知，加密方案的效果更为理想。加密方案不仅累产油量多1.1万方，含水率也更低。

NOTES

^*第一作者。

^#通讯作者。