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摘要：针对濮城油田东区沙二上4-7低渗透砂岩油藏综合含水高、产量递减快的问题，综合应用构造剩余油分析、全能谱资料统计、吸水剖面分析、油藏工程方法分析、数值模拟分析、沉积相与注采结合分析等多种方法，对油藏进行了系统的构造、沉积、注采的定量研究和综合评价，加强了剩余油的认识，为措施调整提供了有利依据。
关键词：构造;沉积相;注采;剩余油
1 开发现状
东沙二上4-7油藏由于储层发育差，单井产能低，措施有效期短等因素影响，2014年到2016年受低油价开发影响，事故井修复力度减少，油水井措施工作量大幅减少，造成目前注采不完善，单效受效井多，平面注采失调。针对油藏问题，我们认为搞清楚剩余油分布的规律，有助于生产开发和调整，因此我们尝试多种方法进行剩余油研究，取得了较好效果。
2 剩余油研究
在追踪当前国内外低渗透储层表征及建模研究最新进展的基础上，综合应用地质、取芯、测井、地震、测试及试油等资料，以构造剩余油分析、全能谱资料统计、吸水剖面分析、油藏工程方法分析、数值模拟分析、沉积相与注采结合分析等多种方法，对油藏进行了系统的构造、沉积、注采的定量研究和综合评价，深化了对该油藏特征的再认识。
2.1构造剩余油分析
不同的微构造模式其剩余油富集程度和油井生产情况也不同，油层微构造对剩余油分布和油井生产有明显的控制作用。断层性质和断层特征影响剩余油分布，断层断面构造特征与剩余油分布有关，封闭性断层断面上的鼻状凸起以及相对高点部位都能够成为剩余油富集区[1]。东区沙二上4-7边水比较发育，且中间高，两边低，具有一定的地层倾角，注水开发过程中，注入水从构造高部位向低部位推进快，造成低部位油井比高部位油井见效快、见水早、水淹快，而在高部位形成剩余油富集区。通过精细构造解释，在濮46断层部分微构造高点发现剩余油集聚区，但由于该油田主要采用高部位注水开发，因此这种类型的剩余油储量相对较少
2.2全能谱资料统计分析
统计18口剩余油资料：统计566.3米/329层，其中水淹层厚度占统计的52.7%，占统计层数的48.0%，为剩余油潜力区。干层占统计厚度的34.12%，占统计层数的36.17%，通过储层测井参数的重新校对，在原先未发现含油的部分干层，也通过试采，发现了潜力。
2.3吸水剖面资料分析
由东区沙二上4-7油藏累计吸水资料分析，东区沙二上4-7油藏的一类小层S2S5.4、5.5、6.1、6.3、7.1累计吸水较多，动用较好，但储量基数大，具有较大剩余油潜力，二、三类层S2S4.1，5.1、5.2、5.3、6.2、6.4、7.2、7.3小层累计吸水及相对吸水较少，具有一定的开发潜力，值得精细注采挖潜。
2.4油藏工程方法分析
采用油藏工程方法，在对合理井网密度、井距、合理流压、生产压差、注水压力论证后，通过对单井各小层的产油量、注水量进行劈分，计算各流动单元的采出程度、含水状况，编制出流动单元水淹图[2]。
东区沙二上4-7各个含油小层中，一类流动单元共计8个：地质储量202×104t，占总地质储量的70%，累积产油68.5×104t，平均采出程度33.9%，由于河道砂体发育，储层渗透率高，注采完善，采出程度高，综合含水高;剩余可采储量14.3×104t。剩余油多分布在局部注采不完善区及主力小层层内。
二类流动单元共计4个：地质储量53.8×104t，占总地质储量的18.7%，累积产油12.5×104t，平均采出程度23.2%。砂体以前缘砂及河道间砂体为主，储层渗透率中等，注采相对完善，采出程度中等。剩余可采储量7.4×104t。剩余油多为层间干扰型剩余油。
三类流动单元共计8个：地质储量31.4×104t，占总地质储量的10.9%，累积产油3.2×104t，平均采出程度10.2%。油层分布呈土豆状或为小片的薄层状，储层渗透率较低，储量少，注采井网难以控制，开发潜力小，动用难度较大;剩余可采储量4.0×104t。流动单元剩余油为独块透镜状砂体剩余油。
2.5 数值模拟研究
通过油藏历史拟合后可以得到油藏每一流动单元的开发指标，进而分析油藏每一流动单元的开发状况。从数值模拟的情况来看，采出程度较高的流动单元主要有沙二上52、53、55、57、61、63、64、71等8个流动单元，采出程度分别为36.4%、34.4%、36.4%、35.1%、35.8%、36.1%、34.9%、33.8%。虽然以上8个流动单元采出程度高，但是这几个流动单元全部为一类流动单元，物性好、油层厚、分布稳定，是该区块的主力流动单元，剩余油潜力也较大。
2.6 沉积相与注采分析结合研究
沉积微相决定储集砂体的外部形态及内部结构[3]，因此也决定着储层平面和垂向非均质性，控制着油、气、水的运动方向，从而导致剩余油沿一定的相带分布。如主力相带（河道砂）砂岩厚度较大，粒度相对较粗，泥质含量少，水淹程度高，剩余油饱和度低，而总体上讲剩余油储量丰度和剩余可采储量较大;非主力相带（席状砂、远砂）砂巖厚度小，泥质含量高，水淹程度较低，剩余油饱和度高，但是其剩余油储量丰度和剩余可采储量较小。沉积微相对剩余油分布的影响作用主要表现为以下几个方面：
（1）砂体的外部几何形态
主要指砂体顶底界面的起伏形态、幅度（油层的微构造）控制剩余油分布和影响注采井生产。河道砂从剖面上看一般为顶平底凸的透镜状砂体，砂体边缘厚度小、渗流条件较差，采出程度小，因此是富含剩余油的部位。另外，由于河流的冲刷作用，河道砂体可形成以下组合接触关系，即对接式、并列式和重叠式等，剩余油主要分布在砂体的结合部位及河道边缘相对较薄的部位。 （2）砂体的延伸方向和展布规律
沿河道砂砂体长轴方向砂体连通性好，孔渗高，易水淹，而在河道砂短轴方向上由于河道砂体与泥岩夹层的相间排列，砂体连通性受到泥岩夹层的分割，孔渗性变化较快，水淹程度较弱，剩余油相对富集。
（3）砂体内部结构
主要指垂向上的沉积层序、泥质夹层分布对剩余油分布的影响作用。河流相储层具有典型的向上变细变薄沉积层序，中、下部为高孔高渗段易水淹，而上部就成为剩余油富集部位。
（4）不同微相带上的井生产情况不同
河道砂体油层厚度大，原始含油饱和度高，投产初期产量高，但见水快，易水淹;而河道间附近的井由于不渗透或渗透性差的泥岩夹层的遮挡作用，水推进较慢，油井生产情况比较稳定。席状砂体油层相对较薄，虽有一定的储量，但产量递减快，生产后期往往转为注水井。综上所述，河道砂与河道间砂体是该区块最主要的储集砂体，剩余油储量也最大。
3 剩余油类型总结
（1）构造高部位型：濮城油田东区沙二上4-7边水比较发育，且中间高，两边低，具有一定的地层倾角，注水开发过程中，注入水从构造高部位向低部位推进快，造成低部位油井比高部位油井见效快、见水早、水淹快，而在高部位形成剩余油富集区。但由于该油田主要采用高部位注水开发，因此这种类型的剩余油储量相对较少，该类型剩余地质储量为6.4×104t，占弱或未水淹剩余油地质储量的8.3%。
（2）水驱损失型：这部分剩余油是注采相对完善区在注水开发过程中形成的死油区。生产过程中，由于注采关系不断调整，油层内液流方向不断改变，将油层中的剩余油切割的十分零乱和零散，从而形成剩余油。这部分储量为13.2×104t，占弱或未水淹剩余油总储量的17.2%。
（3）层间干扰型：在多层合采的情况下，由于层间的非均质性，使多油层间出现层间干扰，层位越多，层间差异越大，层间干扰越严重，高渗油层水驱启动压力低，容易水驱，而较低渗的油层水驱启动压力高，水驱程度弱，甚至未水驱，这样使部分油层动用不好或基本未动用，从而形成剩余油。这部分储量为18.7×104t，占弱或未水淹剩余油总储量的24.4%。
（4）注采不完善型：这部分剩余储量主要是由于井网较稀，油层物性较差等原因造成的。受注采完善程度和沉积相带的影响，形成局部注采不完善，造成剩余油富集區;还有一部分分布在油藏透镜状小砂体中，储量小，分布零散。该类型剩余油地质储量30.3×104t，占弱或未水淹剩余油总储量的39.6%。在濮城油田东区沙二上4-7的未水淹区剩余油分布中占据主力地位。
4 结束语
通过以上多种方法对东区沙二上4-7油藏剩余油进行分析，取得了几点认识，从总体上看，剩余油的分布与构造发育、沉积相展布、注采历史等因素密切相关。
（1）微构造高部位和断层遮挡区存在较多剩余油。
（2）主力层储量基数大，仍存在较多剩余油。
（3）相变区尤其是厚变薄至尖灭的过度区域，有较多剩余油分布，注采不完善区存在较多剩余油。
参考文献：
[1] 李帅，李金奇.少数井控制的大区域二维地震解释方法[J].内蒙古石油化工，2011，37（205）：23～27.
[2] 陈元千，李璗.现代油藏工程[M].北京：石油工业出版社，2001：150-156.
关键词：构造;沉积相;注采;剩余油
1 开发现状
东沙二上4-7油藏由于储层发育差，单井产能低，措施有效期短等因素影响，2014年到2016年受低油价开发影响，事故井修复力度减少，油水井措施工作量大幅减少，造成目前注采不完善，单效受效井多，平面注采失调。针对油藏问题，我们认为搞清楚剩余油分布的规律，有助于生产开发和调整，因此我们尝试多种方法进行剩余油研究，取得了较好效果。
2 剩余油研究
在追踪当前国内外低渗透储层表征及建模研究最新进展的基础上，综合应用地质、取芯、测井、地震、测试及试油等资料，以构造剩余油分析、全能谱资料统计、吸水剖面分析、油藏工程方法分析、数值模拟分析、沉积相与注采结合分析等多种方法，对油藏进行了系统的构造、沉积、注采的定量研究和综合评价，深化了对该油藏特征的再认识。
2.1构造剩余油分析
不同的微构造模式其剩余油富集程度和油井生产情况也不同，油层微构造对剩余油分布和油井生产有明显的控制作用。断层性质和断层特征影响剩余油分布，断层断面构造特征与剩余油分布有关，封闭性断层断面上的鼻状凸起以及相对高点部位都能够成为剩余油富集区[1]。东区沙二上4-7边水比较发育，且中间高，两边低，具有一定的地层倾角，注水开发过程中，注入水从构造高部位向低部位推进快，造成低部位油井比高部位油井见效快、见水早、水淹快，而在高部位形成剩余油富集区。通过精细构造解释，在濮46断层部分微构造高点发现剩余油集聚区，但由于该油田主要采用高部位注水开发，因此这种类型的剩余油储量相对较少
2.2全能谱资料统计分析
统计18口剩余油资料：统计566.3米/329层，其中水淹层厚度占统计的52.7%，占统计层数的48.0%，为剩余油潜力区。干层占统计厚度的34.12%，占统计层数的36.17%，通过储层测井参数的重新校对，在原先未发现含油的部分干层，也通过试采，发现了潜力。
2.3吸水剖面资料分析
由东区沙二上4-7油藏累计吸水资料分析，东区沙二上4-7油藏的一类小层S2S5.4、5.5、6.1、6.3、7.1累计吸水较多，动用较好，但储量基数大，具有较大剩余油潜力，二、三类层S2S4.1，5.1、5.2、5.3、6.2、6.4、7.2、7.3小层累计吸水及相对吸水较少，具有一定的开发潜力，值得精细注采挖潜。
2.4油藏工程方法分析
采用油藏工程方法，在对合理井网密度、井距、合理流压、生产压差、注水压力论证后，通过对单井各小层的产油量、注水量进行劈分，计算各流动单元的采出程度、含水状况，编制出流动单元水淹图[2]。
东区沙二上4-7各个含油小层中，一类流动单元共计8个：地质储量202×104t，占总地质储量的70%，累积产油68.5×104t，平均采出程度33.9%，由于河道砂体发育，储层渗透率高，注采完善，采出程度高，综合含水高;剩余可采储量14.3×104t。剩余油多分布在局部注采不完善区及主力小层层内。
二类流动单元共计4个：地质储量53.8×104t，占总地质储量的18.7%，累积产油12.5×104t，平均采出程度23.2%。砂体以前缘砂及河道间砂体为主，储层渗透率中等，注采相对完善，采出程度中等。剩余可采储量7.4×104t。剩余油多为层间干扰型剩余油。
三类流动单元共计8个：地质储量31.4×104t，占总地质储量的10.9%，累积产油3.2×104t，平均采出程度10.2%。油层分布呈土豆状或为小片的薄层状，储层渗透率较低，储量少，注采井网难以控制，开发潜力小，动用难度较大;剩余可采储量4.0×104t。流动单元剩余油为独块透镜状砂体剩余油。
2.5 数值模拟研究
通过油藏历史拟合后可以得到油藏每一流动单元的开发指标，进而分析油藏每一流动单元的开发状况。从数值模拟的情况来看，采出程度较高的流动单元主要有沙二上52、53、55、57、61、63、64、71等8个流动单元，采出程度分别为36.4%、34.4%、36.4%、35.1%、35.8%、36.1%、34.9%、33.8%。虽然以上8个流动单元采出程度高，但是这几个流动单元全部为一类流动单元，物性好、油层厚、分布稳定，是该区块的主力流动单元，剩余油潜力也较大。
2.6 沉积相与注采分析结合研究
沉积微相决定储集砂体的外部形态及内部结构[3]，因此也决定着储层平面和垂向非均质性，控制着油、气、水的运动方向，从而导致剩余油沿一定的相带分布。如主力相带（河道砂）砂岩厚度较大，粒度相对较粗，泥质含量少，水淹程度高，剩余油饱和度低，而总体上讲剩余油储量丰度和剩余可采储量较大;非主力相带（席状砂、远砂）砂巖厚度小，泥质含量高，水淹程度较低，剩余油饱和度高，但是其剩余油储量丰度和剩余可采储量较小。沉积微相对剩余油分布的影响作用主要表现为以下几个方面：
（1）砂体的外部几何形态
主要指砂体顶底界面的起伏形态、幅度（油层的微构造）控制剩余油分布和影响注采井生产。河道砂从剖面上看一般为顶平底凸的透镜状砂体，砂体边缘厚度小、渗流条件较差，采出程度小，因此是富含剩余油的部位。另外，由于河流的冲刷作用，河道砂体可形成以下组合接触关系，即对接式、并列式和重叠式等，剩余油主要分布在砂体的结合部位及河道边缘相对较薄的部位。 （2）砂体的延伸方向和展布规律
沿河道砂砂体长轴方向砂体连通性好，孔渗高，易水淹，而在河道砂短轴方向上由于河道砂体与泥岩夹层的相间排列，砂体连通性受到泥岩夹层的分割，孔渗性变化较快，水淹程度较弱，剩余油相对富集。
（3）砂体内部结构
主要指垂向上的沉积层序、泥质夹层分布对剩余油分布的影响作用。河流相储层具有典型的向上变细变薄沉积层序，中、下部为高孔高渗段易水淹，而上部就成为剩余油富集部位。
（4）不同微相带上的井生产情况不同
河道砂体油层厚度大，原始含油饱和度高，投产初期产量高，但见水快，易水淹;而河道间附近的井由于不渗透或渗透性差的泥岩夹层的遮挡作用，水推进较慢，油井生产情况比较稳定。席状砂体油层相对较薄，虽有一定的储量，但产量递减快，生产后期往往转为注水井。综上所述，河道砂与河道间砂体是该区块最主要的储集砂体，剩余油储量也最大。
3 剩余油类型总结
（1）构造高部位型：濮城油田东区沙二上4-7边水比较发育，且中间高，两边低，具有一定的地层倾角，注水开发过程中，注入水从构造高部位向低部位推进快，造成低部位油井比高部位油井见效快、见水早、水淹快，而在高部位形成剩余油富集区。但由于该油田主要采用高部位注水开发，因此这种类型的剩余油储量相对较少，该类型剩余地质储量为6.4×104t，占弱或未水淹剩余油地质储量的8.3%。
（2）水驱损失型：这部分剩余油是注采相对完善区在注水开发过程中形成的死油区。生产过程中，由于注采关系不断调整，油层内液流方向不断改变，将油层中的剩余油切割的十分零乱和零散，从而形成剩余油。这部分储量为13.2×104t，占弱或未水淹剩余油总储量的17.2%。
（3）层间干扰型：在多层合采的情况下，由于层间的非均质性，使多油层间出现层间干扰，层位越多，层间差异越大，层间干扰越严重，高渗油层水驱启动压力低，容易水驱，而较低渗的油层水驱启动压力高，水驱程度弱，甚至未水驱，这样使部分油层动用不好或基本未动用，从而形成剩余油。这部分储量为18.7×104t，占弱或未水淹剩余油总储量的24.4%。
（4）注采不完善型：这部分剩余储量主要是由于井网较稀，油层物性较差等原因造成的。受注采完善程度和沉积相带的影响，形成局部注采不完善，造成剩余油富集區;还有一部分分布在油藏透镜状小砂体中，储量小，分布零散。该类型剩余油地质储量30.3×104t，占弱或未水淹剩余油总储量的39.6%。在濮城油田东区沙二上4-7的未水淹区剩余油分布中占据主力地位。
4 结束语
通过以上多种方法对东区沙二上4-7油藏剩余油进行分析，取得了几点认识，从总体上看，剩余油的分布与构造发育、沉积相展布、注采历史等因素密切相关。
（1）微构造高部位和断层遮挡区存在较多剩余油。
（2）主力层储量基数大，仍存在较多剩余油。
（3）相变区尤其是厚变薄至尖灭的过度区域，有较多剩余油分布，注采不完善区存在较多剩余油。
参考文献：
[1] 李帅，李金奇.少数井控制的大区域二维地震解释方法[J].内蒙古石油化工，2011，37（205）：23～27.
[2] 陈元千，李璗.现代油藏工程[M].北京：石油工业出版社，2001：150-156.