蟠龙油田长2油组剩余油分布研究

师清高，王建兵，刘向阳

（延长油田股份有限公司蟠龙采油厂，陕西西安 716002）

蟠龙油田长2油组剩余油分布研究

师清高，王建兵，刘向阳

（延长油田股份有限公司蟠龙采油厂，陕西西安 716002）

针对蟠龙油田长2油组开发井含水率上升、新钻开发井产能不稳定的生产难题，利用岩心分析、测井、试油与试采等资料，建立了孔隙度、渗透率、油水相渗透率、剩余油饱和度测井解释模型；研究了岩性、沉积韵律与剩余油分布关系；采用动、静态测井技术结合，饱和度重叠法，数学克里金法等技术，对蟠龙油田长2油组的剩余油进行了平面分布规律研究，指出了长2油组剩余油分布的有利区带，对油田开发井的部署具有一定的指导意义。

蟠龙油田；长2油组；参数；模型；剩余油；分布规律

蟠龙油田位于陕北斜坡东部，东连永坪油田，西接安塞油田，南依青化砭油田，北靠子长油田，勘探面积425 km2。蟠龙油田长2油组为湖泊三角洲相，主要发育三角洲平原亚相沉积［1-2］，是很好的油气富集区。长2油组可进一步划分为长21、长22、长23，三个砂组，其中长21和长22砂组为主要含油层。随着注水开发的不断推进，长2油组中一些见效井组含水率上升（部分单井含水率达到80%以上），另一些未见效井组因地层能量补充不足而导致产量下降，另外新钻开发井产能极不稳定，因此急需对目前剩余油的分布富集区带进行分析与优选，为油田上产提供保障。

1 油藏特征

1.1 储层岩性与物性

根据岩心观察和岩石薄片鉴定分析，蟠龙油田三叠系延长组长2油组岩性主要为浅灰色细粒长石砂岩、细-中粒长石砂岩和中粒长石砂岩（占储集层段厚度的90%以上），其次为不具储集性能的粉细砂岩及粉砂岩（占储集层段厚度的10%以下）。

储层孔隙以扩大的粒间孔为主，原生孔隙和次生孔隙次之。孔隙类型有溶蚀、残余、粒间等孔隙。据岩心分析，孔隙度值变化在0.3%～20.2%，峰值在10%左右，渗透率（0.025～475.020）×10-3μm2，平均值10.6×10-3μm2，属于中低孔、低渗储层［3］。

1.2 流体性质

蟠龙油田长2油组地面原油性质较好，密度平均0.877 g／cm3，粘度平均14.277 mPa·s，凝固点平均11.08℃，含硫平均0.227% ，地层水矿化度平均为34.047 g／L，水型为CaCl2型。

2 基础参数解释图版

利用“岩心刻度测井”的方法，建立孔隙度、渗透率、流体饱和度等参数的解释模型。这些模型的建立一方面是蟠龙油田长2油组储层油水层定量评价解释的基础，另一方面也是剩余油分布研究的关键参数。

2.1 孔隙度、渗透率图版

式中：φ——孔隙度，%，△t——声波时差，μs／m。

式中：K——渗透率，×10-3μm2。

2.2 粒度中值解释模型

式中：Md——粒度中值，μm；Vsh——储层的泥质含量，%，

2.3 油、水相对渗透率解释图版

式中：Kro——油的相对渗透率；Krw——水的相对渗透率；Swi——束缚水饱和度（小数）；Sw——含水饱和度（小数）；Sor——残余油饱和度（小数）。

2.4 束缚水饱和度模型

式中：Swi——束缚水饱和度，%，平均相对误差为1.05%。

2.5 含油饱和度图版

式 中 ：a＝1.0 3 1 1；m＝1.7 5 9 3；b＝1.0 0 8；n＝1.855 8；Rw——地层水电阻率，Ω·m，利用自然电位确定。

3 剩余油饱和度分布研究

根据岩心分析资料统计表明，长2油组不仅在纵向上各层组物性变化明显，在横向上差异也较大，由于油田注水开发，剩余油的分布呈非均质变化［4］。因此，对蟠龙油田目前剩余油的分布规律，主要利用新钻探的开发井单井剩余油饱和度模型，并结合动态生产资料建立的剩余油饱和度非均质模型，对研究区块储层厚度大、平面上分布广的长21和长22主力砂组进行剩余油分布预测［5］。

3.1 利用动静态测井参数建立剩余油饱和度模型

则剩余油饱和度为：

式中：Sor——残余油饱和度，小数；Sw——含水饱和度，小数；So——含油饱和度，小数；根据压汞、相渗资料确定研究区残余油饱和度为25%；Fw——产水率，%，根据实际动态生产资料确定；μo——油的粘度；μw——水的粘度。

确定了产层油水相对渗透率和含水饱和度以及单层产水率与含油饱和度的关系式和关系图版后，即可根据油水粘度比和各层产水率计算各层的剩余油饱和度。

3.2 岩性控制剩余油分布

岩心观察表明，中粗砂岩岩心表面发白，敲开岩心新鲜的断面有明显的水洗迹象和潮湿感，滴水很快分散渗透，岩心几乎不含油，剩余油很少；细砂岩和粉砂岩，岩心断面呈黄褐色、灰色，含油不均匀，见油斑、油迹显示，滴水水珠较圆，有微渗现象，岩石含油饱满，剩余油富集。总之，中厚储层内岩性粗的（中粗砂岩），孔隙半径大的，渗透性好的油层，首先水洗，且水洗程度也较强，剩余油饱和度低，剩余油较少；相反层内岩性较细（细砂岩，粉砂岩），物性差的油层，水洗较弱，剩余油较多。

3.3 沉积韵律决定剩余油纵向分布模式

中厚储层内水淹程度、剩余油分布受沉积韵律控制：正韵律（储层下部岩性粗、上部岩性细）油层注入水沿着储层的底部岩性较粗、大孔道、高渗透部位突进，造成底部首先水淹，剩余油较少，上部岩性较细的的储层水洗较轻，是剩余油的主要富集区［6］。

反韵律（储层下部岩性细、上部岩性粗）油层注入水沿着储层的顶部推进，由于重力和毛细管的作用，注入水波及油层的厚度大，造成油层顶部首先水淹，剩余油较少，下部岩性较细的的储层水洗较轻，是剩余油的主要富集区。复合韵律油层是多次沉积叠加型互层，特点是层厚，泥质夹层多，层间内部水淹不均匀，造成剩余油分布也不均匀。

3.4 饱和度重叠法确定剩余油饱分布

油田注水开发后，储层内流体性质和油水关系发生了复杂的变化，主要表现在含油饱和度下降，含水饱和度上升，地层水和注入水混合后的地层水电阻率增大或不变，打破了原始状态下储层的油水分布格局［7］，在测井曲线上显示更加复杂化。该方法的理论依据是在于储层剩余油饱和度的变化与储层的电阻率、地层水电阻率变化存在着一定的函数关系，利用测井资料计算储层的含油饱和度，在开发调整井中是储层目前的剩余油饱和度。利用储层原始含油饱和度、残余油饱和度、含水油饱和度三饱和度重叠法描述储层纵向上剩余油分布，具体有下列三种情况：

第一种情况：剩余油饱和度等于原始含油饱和度，大于残余油饱和度，说明油层未水淹，求得剩余油饱和度就是原始含油饱和度，即：剩余油饱和度＝原始含油饱和＞残余油饱和度，油层几乎没有水淹，有大量的剩余油可采。

第二种情况：剩余油饱和度小于原始含油饱和度，大于残余油饱和度说明油层水淹。如果剩余油饱和度与原始含油饱和度差值越大，油层水淹越严重，即：剩余油饱和度＜原始含油饱和度＞残余油饱和度，油层有一定的剩余油。

第三种情况：剩余油饱和度小于原始含油饱和度，等于或接近残余油饱和度，说明油层已进入强水淹，剩余可采油已很少。

图1 ×××井测井解释剩余油饱和度成果

图1是×××井测井解释剩余油饱和度成果图，在图中7、8号层为中、强淹水淹层，8号层从饱和度重叠来看，主要是不可动的残余油，目前几乎没有剩余油可采（重叠的红色区域指示剩余油），原始含油饱和度平均为70%，剩余油饱和度平均为30%，残余油饱和度平均为25%，和上述的第三种情况相同。7号层的顶部达到中水淹级别，剩余油饱和度平均为55%，残余油饱和度平均为23%，有部分剩余油（符合上述的第二种情况），从7、8号投产，日产油0.8 t，水3.5 m3情况来看，油层达到中、强水淹级别；从饱和度重叠面积来看，该井目前剩余油主要分布在5、6号层，6号层目前剩余油饱和度为68%，残余油饱和度为24%。符合第一种情况，因此，封堵7、8号层，同时打开5、6两层，结果，5、6号层投产后日产油3.5 m3，水1.0 m3，这和测井确定的剩余油分布相一致。

4 剩余油分布研究应用

利用剩余油饱和度模型，对开发井进行剩余油饱和度解释，结合动态生产的产水率，确定长21、长22油组的剩余油饱和度，结合数学克里金技术，对长2油组剩余油进行平面预测，绘制了长21、长22油组的剩余油饱和度平面预测规律分布图。

4.1 长21砂组剩余油平面分布预测

图2是长21油组目前的剩余油平面分布图（图右侧的长条是剩余油饱和度的色标，颜色由蓝色到黄色表示饱和度从低到高）。从图中可看出，长21油组在构造中部偏北方向存在高剩余油分布区域增多的趋势［8］，在构造中部偏南方向剩余油呈零星分布状态。

图2 长21砂组剩余油平面分布规律

4.1.1构造中部偏北区域剩余油分布

构造中部以北区域，目前的剩余油大部分呈连片分布，呈现有5个高剩余油分布区域。

第一个高剩余油分布区域，分布在构造北部的冯92-4井控制的区域，剩余油饱和度为45%～55%，剩余油分布面积较大。该区域可作为下一步开发井部署的主要区域。

第二个高剩余油分布区域，分布在研究区的西北部，剩余油呈连片分布，主要高剩余油分布区域在蟠2036-7井所控制的区域内，剩余油饱和度为50%～55%，剩余油分布面积相对较小。

第三个高剩余油分布区域，主要在蟠2035-7、蟠2035-5井控制的一个条带弧形区域内，剩余油饱和度变化在50%～55%之间，剩余油在该区域呈不连片分布。

第四个高剩余油分布区域，主要分布在由蟠2011-1等井控制的一个条带弧形区域内，剩余油饱和度为50%～60%，剩余油呈连片分布。

第五个高剩余油分布区域，呈现长条带区域分布，分布在由蟠2108-1等井控制的一个条带弧形的区域内，剩余油饱和度变化在45%～63%之间，剩余油在该区域呈连片分布。

4.1.2注水试验区剩余油分布

注水试验区在构造的中部偏南，是采出程度很高的区域。目前剩余油分布呈孤立、分散和零星状态，主要有孤立的三个高剩余油分布区域。

第一个区域在蟠2057-5等井控制区域内，呈连片分布，剩余油饱和度变化在50%～60%之间。

第二个区域在由冯58-4、冯58-2、蟠2125-1井控制的区域内，孤立分布着三个高剩余油分布区域，剩余油饱和度变化在45%～55%之间。

第三个区域在蟠2067-3井控制的区域内，呈零散分布，剩余油饱和度变化在40%～50%。

4.1.3目前剩余油分布预测

以上分析可知，蟠龙油田整个长21小层目前剩余油主要集中在构造的中部以北，呈连片分布，而构造中部以南剩余油呈孤立、分散和局部的分布状态。构造中部以北区域是油田下一步的主要开发区。

4.2 长22小层剩余油平面分布预测

图3是长22小层目前剩余油平面分布规律图。图中可看出，长22小层剩余油分布呈孤立、分散和零星的分布状态，按剩余油饱和度可分为两个区域。

4.2.1剩余油饱和度大于50%以上分布区域

第一个高剩余油分布区域处在构造的北部，主要有冯92-3井控制的大部分区域，剩余油饱和度变化在51%～56%。

第二个高剩余油分布区域在构造中部偏西北方向，主要在冯94-1井控制的区域内，含油饱和度在50%以上。

第三个高剩余油分布区域在构造的中部稍偏南区域里，分布在由蟠2057-1、蟠2057-4两口井所控制的区域内，剩余油饱和度变化在51%～55%。

图3 长22小层剩余油平面分布规律

第四个高剩余油分布区域在构造的南边，分布在由冯58-5井所控制的区域内，剩余油饱和度变化在51%～63%。

4.2.2剩余油饱和度在40%～50%之间的分布区域

剩余油饱和度变化在40%～50%的饱和度分布区域主要有三个孤立的区域，第一个是由蟠2011-4井控制的区域，第二个是由蟠2108-3井控制的区域，第三个是由冯59-2井控制的区域。这些区域也是是油田下一步部署加密开发井的区域。

4.2.3目前剩余油分布

从以上分析可以看出，整个长22小层目前剩余油主要集中在构造的南北两端，剩余油分布呈孤立、分散和零星的状态。造成剩余油分布特点的原因，主要是长22小层部分区域因处在油水边界，或因边水上升以及注入水的突进而造成。

长22小层目前剩余油很少，潜力也没有长21小层好，油田下一步部署开发加密井应优先考虑剩余油饱和度在50%的区域钻井［9］。

5 结论

（1）长21小层目前剩余油主要集中在构造的中部以北，呈连片分布，是长2油层中的主力层，剩余油相对丰富，是油田下一步的主要开发区。

（2）长22小层目前剩余油主要集中在构造的南北两端，呈孤立、分散和零星状态分布，剩余油潜力较小，油田下一步部署开发加密井应优先考虑剩余油饱和度在50%的区域钻井。

（3）加强测井新技术投入力度，制定合理开发方案，开展剩余油监测、油藏平面水淹特征与规律研究，是已开发油田寻求稳产、增产的有效手段。

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TE313.1

A

1673-8217（2011）06-0066-05

2011-07-26

师清高，工程师，1964年生，1986年毕业于重庆石油学校，2007年毕业于西安石油学院石油工程专业，现主要从事油气田开发方面的研究与管理工作。

彭刚