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[摘 要]本文结合胜利油田东辛采油厂某区块的地质沉积特征、岩性特征、物性特征等储层特征分析，通过合理选择地质模型构建地质网格，对地质储量、产油量和产业量以及剩余油等指标拟合进行了分析，并结合以上分析对平面各区块的剩余油潜力进行了探究。
[关键词]地质分析；剩余油；区块挖潜
中图分类号：TE341 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）21-0006-01
当前，随着胜利油田主力区块勘探开发时间的延长以及注水开发等增产措施的实施，油田开发中低渗透和 高含水区块不断增多，而随着采油作业技术的进步，这些区块也成为未来油田增产的潜力所在。本文以东辛某区块的沙三段油藏为例进行了地质分析和剩余油挖潜，该区块含油面积为10 km2，地质总储量约为1.3*104t，为东辛采油区块中低渗透储量较多的区块和较大的低渗透开发单元，相比常规的油气资源区块，该区块在采油井距、储层物性特征和采油方式等，都存在一定的独特性。因此，需要对该区块进行地质分析，确定剩余油分布情况，有针对性的进行剩余油挖潜。
1 区块储层特征
1.1 地质沉积特征
研究区块的沙三段油藏是典型的神湖-半深湖相浊流沉积，含油砂体相对单一，包含稳定性较差的泥岩夹层，含有砂体的厚度最大处略大于30m，平均厚度在13m左右，油层的最大厚度约为27.3m，含油砂体具有厚度大、分选性较好、粒度较为适中等特征，含油砂体的边沿部位厚度变薄，具有逐步向外变细的特点。
1.2 地质岩性特征
区块的储层岩性多是长石细砂岩和长石粗粉砂岩，岩层中存在较薄的泥岩层，粒度中值在0.13-0.166mm范围内，具有中等分选性的特点，岩石多为次棱角状，整体含泥量约为5.3%，碳酸盐含量约为4.8%。岩性的接触上，以点状接触为主，孔隙较为微小，直径一般在5-20um范围内，喉道的均宽约为1-3um，为较为典型的小孔-细喉型孔喉组合结构，含有较多的白云石胶结物，并有少量的粘土。
1.3 地质物性特征
取本区块4口典型的取芯油井进行测井资料分析，确定本区块储层的空气渗透率约为3.2-83.7*10-3um2范围内、平均值约为31.8×10-3um2，储层的有效渗透了约为9×10-3um2，渗透率存在0.54系数的变异，孔隙度约为20%、最高为25%，孔隙的类型属于微孔型结构、直径在5-20um范围内，孔喉组合是小孔-细喉型。
2 构建地质模型进行剩余油分析
2.1 地质模型构建地质网格
该区块已经有了开发油井，可以根据开发实际，利用油藏构造图为依据，合理划分模拟网格形成矩形网格系统，尽量使形成的网格系统方向与区块储层边界、油井排列方向等处于正相交或平行结构，网格的边缘部位也要尽量重合边界和断层。在网格划分的方向上，还有统筹油藏性质的变化特点，确保油藏图模型的坐標处于垂直和平行的流体主流动方向。对划分的网格方向和尺寸等参数，要确保与现有的油井井位和新开发油井的规划井位契合，并确保井位尽量在划分的网格的中心部位，尽量实现单个网格对应一口油井。需要注意的是，在产能较高或布井较为密集的地区，要采用加密网格的形式进行划分，而在储层边界部位或含水较多的储层部位，要采用加粗的网格划分，达到网格密度与含油储量相适应的目的。为增强构建模型的数值准确性，可对区块沙三段油藏进行全区块的数值模型，涵盖区块所有的油水井。要确保划分的网格要尽量对区块油藏的非均质性和非均匀程度进行系统展示，确保通过模型分析的结构体现出区块储层的沉积微相和地质微构造等特征，并能适应后期剩余油挖潜中的布井网络调整需要，减少各种因素对储层的油水分布、油水运动等影响性分析，本区块划分后在纵向上有29个模拟层，平面上可采用等距正交网格的形式进行网格划分。基本的网格单层总节数为136×100=13600个，29个小层合计为394400个。
2.2 区块地质开发指标拟合性分析
一是地质储量的拟合分析。结合由曾评价体系构建地质模型，模型对油藏特性的代表性是否准确有待开发实践检验。为进行初步的数值分析，可通过容积法对拟合的储量进行契合度分析，如果数值基本相同说明模型的结构较为准确。经过初步判断，本区块的含有储量约为1.289*104t，计算储量约为1.249*104t，相对误差较少，可初步判定含油储量为1.3*104t。
二是产液量和产油量的拟合分析。对低孔渗油田区块而言，需要采取压裂增产等措施才能获取工业产能，所以需要对初期构建的地质模型进行调整，确保区块储层的才有量能够实现最大限度准确拟合。因此，需要考虑压裂酸化等措施对拟合造成的影响，充分参考地层的测试资料进行调整。本文研究区块采用的是定产液量的模拟计算方式，在储层能量充足时拟合结果较为准确，在历史实践中证明拟合准确度较高。但是随着区块含水量增加，储层内部的油水关系变得更加复杂，剩余油呈现零散分布的特点，在个别部位呈现出油气资源富集的特征。也就是说，剩余油的分布既受到油藏地质特征控制，比如地下构造、储层形态、流动单元的分布以及砂体的延续性和储层渗透性等；同时又受到开发工艺的影响，比如层系的精细化划分、调整和增产措施、采油井网分布等影响。经过数值模拟，获取了区块内某部位沙三段以下各层系含油饱和度、油气丰度的分布图，如图1所示。各层系剩余油状况如表1所示，从中可以看出，剩余油资源在非主力层的1、4、5号零星分布，而在2、3号主力层仍然存在较大的开发潜力。
通过以上分析，借助Arps产量递减法进行产能预测，可以看出在中南区块中可开采储量更多，达到53.15*104t，主要的剩余油储层合计剩余可采储量67.09*104t；通过单元合计预测，可采储量为74.86*104t，合并后产量递减率降低。
结合各块的渗透率相对曲线、物性开发条件等，可利用流管法进行含水率与采出率的关系曲线，预测到各区块可开采潜力仍比较大。
3 结论
综上所述，胜利油田主力开发区块已经逐步进入高含水阶段，可供开发储量减少，下步增产重点为有效预测剩余油分布，对潜力储层进行开发，通过构建地质模型、数值模拟分析等，预测出剩余油资源分布，有利于为提升开发成效奠定基础。
参考文献
[1] 王元博.特高含水期水驱剩余油挖潜技术研究[J].中国石油和化工标准与质量，2011（06）.
[2] 马军红.高含水期油田挖掘层间干扰型剩余油的方法探讨-以梁11断块为例[J].中国石油和化工标准与质量，2011（07）.
[关键词]地质分析；剩余油；区块挖潜
中图分类号：TE341 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）21-0006-01
当前，随着胜利油田主力区块勘探开发时间的延长以及注水开发等增产措施的实施，油田开发中低渗透和 高含水区块不断增多，而随着采油作业技术的进步，这些区块也成为未来油田增产的潜力所在。本文以东辛某区块的沙三段油藏为例进行了地质分析和剩余油挖潜，该区块含油面积为10 km2，地质总储量约为1.3*104t，为东辛采油区块中低渗透储量较多的区块和较大的低渗透开发单元，相比常规的油气资源区块，该区块在采油井距、储层物性特征和采油方式等，都存在一定的独特性。因此，需要对该区块进行地质分析，确定剩余油分布情况，有针对性的进行剩余油挖潜。
1 区块储层特征
1.1 地质沉积特征
研究区块的沙三段油藏是典型的神湖-半深湖相浊流沉积，含油砂体相对单一，包含稳定性较差的泥岩夹层，含有砂体的厚度最大处略大于30m，平均厚度在13m左右，油层的最大厚度约为27.3m，含油砂体具有厚度大、分选性较好、粒度较为适中等特征，含油砂体的边沿部位厚度变薄，具有逐步向外变细的特点。
1.2 地质岩性特征
区块的储层岩性多是长石细砂岩和长石粗粉砂岩，岩层中存在较薄的泥岩层，粒度中值在0.13-0.166mm范围内，具有中等分选性的特点，岩石多为次棱角状，整体含泥量约为5.3%，碳酸盐含量约为4.8%。岩性的接触上，以点状接触为主，孔隙较为微小，直径一般在5-20um范围内，喉道的均宽约为1-3um，为较为典型的小孔-细喉型孔喉组合结构，含有较多的白云石胶结物，并有少量的粘土。
1.3 地质物性特征
取本区块4口典型的取芯油井进行测井资料分析，确定本区块储层的空气渗透率约为3.2-83.7*10-3um2范围内、平均值约为31.8×10-3um2，储层的有效渗透了约为9×10-3um2，渗透率存在0.54系数的变异，孔隙度约为20%、最高为25%，孔隙的类型属于微孔型结构、直径在5-20um范围内，孔喉组合是小孔-细喉型。
2 构建地质模型进行剩余油分析
2.1 地质模型构建地质网格
该区块已经有了开发油井，可以根据开发实际，利用油藏构造图为依据，合理划分模拟网格形成矩形网格系统，尽量使形成的网格系统方向与区块储层边界、油井排列方向等处于正相交或平行结构，网格的边缘部位也要尽量重合边界和断层。在网格划分的方向上，还有统筹油藏性质的变化特点，确保油藏图模型的坐標处于垂直和平行的流体主流动方向。对划分的网格方向和尺寸等参数，要确保与现有的油井井位和新开发油井的规划井位契合，并确保井位尽量在划分的网格的中心部位，尽量实现单个网格对应一口油井。需要注意的是，在产能较高或布井较为密集的地区，要采用加密网格的形式进行划分，而在储层边界部位或含水较多的储层部位，要采用加粗的网格划分，达到网格密度与含油储量相适应的目的。为增强构建模型的数值准确性，可对区块沙三段油藏进行全区块的数值模型，涵盖区块所有的油水井。要确保划分的网格要尽量对区块油藏的非均质性和非均匀程度进行系统展示，确保通过模型分析的结构体现出区块储层的沉积微相和地质微构造等特征，并能适应后期剩余油挖潜中的布井网络调整需要，减少各种因素对储层的油水分布、油水运动等影响性分析，本区块划分后在纵向上有29个模拟层，平面上可采用等距正交网格的形式进行网格划分。基本的网格单层总节数为136×100=13600个，29个小层合计为394400个。
2.2 区块地质开发指标拟合性分析
一是地质储量的拟合分析。结合由曾评价体系构建地质模型，模型对油藏特性的代表性是否准确有待开发实践检验。为进行初步的数值分析，可通过容积法对拟合的储量进行契合度分析，如果数值基本相同说明模型的结构较为准确。经过初步判断，本区块的含有储量约为1.289*104t，计算储量约为1.249*104t，相对误差较少，可初步判定含油储量为1.3*104t。
二是产液量和产油量的拟合分析。对低孔渗油田区块而言，需要采取压裂增产等措施才能获取工业产能，所以需要对初期构建的地质模型进行调整，确保区块储层的才有量能够实现最大限度准确拟合。因此，需要考虑压裂酸化等措施对拟合造成的影响，充分参考地层的测试资料进行调整。本文研究区块采用的是定产液量的模拟计算方式，在储层能量充足时拟合结果较为准确，在历史实践中证明拟合准确度较高。但是随着区块含水量增加，储层内部的油水关系变得更加复杂，剩余油呈现零散分布的特点，在个别部位呈现出油气资源富集的特征。也就是说，剩余油的分布既受到油藏地质特征控制，比如地下构造、储层形态、流动单元的分布以及砂体的延续性和储层渗透性等；同时又受到开发工艺的影响，比如层系的精细化划分、调整和增产措施、采油井网分布等影响。经过数值模拟，获取了区块内某部位沙三段以下各层系含油饱和度、油气丰度的分布图，如图1所示。各层系剩余油状况如表1所示，从中可以看出，剩余油资源在非主力层的1、4、5号零星分布，而在2、3号主力层仍然存在较大的开发潜力。
通过以上分析，借助Arps产量递减法进行产能预测，可以看出在中南区块中可开采储量更多，达到53.15*104t，主要的剩余油储层合计剩余可采储量67.09*104t；通过单元合计预测，可采储量为74.86*104t，合并后产量递减率降低。
结合各块的渗透率相对曲线、物性开发条件等，可利用流管法进行含水率与采出率的关系曲线，预测到各区块可开采潜力仍比较大。
3 结论
综上所述，胜利油田主力开发区块已经逐步进入高含水阶段，可供开发储量减少，下步增产重点为有效预测剩余油分布，对潜力储层进行开发，通过构建地质模型、数值模拟分析等，预测出剩余油资源分布，有利于为提升开发成效奠定基础。
参考文献
[1] 王元博.特高含水期水驱剩余油挖潜技术研究[J].中国石油和化工标准与质量，2011（06）.
[2] 马军红.高含水期油田挖掘层间干扰型剩余油的方法探讨-以梁11断块为例[J].中国石油和化工标准与质量，2011（07）.