透镜状岩性油藏剩余油影响因素研究

摘要：透镜状油藏具有核缘物性差异大、渗透率变化快的特征，采用常规注采井网开发导致核部油井水淹严重、翼部水井注水困难的问题。采用正交设计方案，确定不同生产阶段剩余油分布主控因素;并利用数值模拟对核缘物性差异、压裂裂缝方向等对剩余油分布规律进行分析。研究结果表明，椭圆形砂体见水快慢与长短轴相关;人工裂缝与井排方向夹角不同时，导致水驱流线的偏转方向改变，影响水驱波及范围。

关键字：核注翼采;人工裂缝;波及系数;

河146块作为典型的透镜状岩性油藏[1-3]，埋深2800-3200m，平均孔隙度在16.9%，平均渗透率22.3×10-3µm2，属于中孔低渗储层。本文以现河庄油田河146块为例，采用数值模拟方法，对核缘物性差异、异向渗透率差异、人工裂缝方向和沉积相与井网匹配关系对剩余油分布规律影响因素进行了分析

1 岩性油藏剩余油影响因素研究

1.1 核缘物性差异对剩余油分布影响

根据研究区块的砂体核缘物性差异统计，渗透率级差在4-20之间。以单砂体模型为研究对象，以核部为中心油井部署正方形五点法井网，核缘渗透率级差为4和14时进行对比，油井以区域平均液量8.0m3/d定液生产，以注采平衡为基础，井底流压设置最低为饱和压力12MPa，数值模拟结果表明：渗透率级差为4时，砂体整体波及效果较好，由注水井向周边油井较为均勻的扩散，且无明显水淹部位;而渗透率级差为14时，注水井受到核缘物性差异大的影响，注入水具有明显的方向性，核部水淹较为严重，剩余油呈环状分布，外缘剩余油富集程度较高，整体波及效果较差。为了研究五点法井网近圆形砂体的波及系数与平面渗透率级差的关系，选取平面渗透率级差分别为2、4、6、8、10、12、14、16时，计算波及系数进行对比。绘制波及系数与平面渗透率的关系曲线（图1）表明：渗透率级差越大，波及系数越低;平面渗透率级差大于8时，波及系数下降趋势明显变陡，对波及系数的影响较大。

1.2 人工裂缝对剩余油分布影响

人工裂缝能改变近井地带的流动能力，改变流线的偏转方向，进而影响剩余油的分布规律。因此，建立随机渗透率分布（k<10md）的1注3采概念模型，分别设计人工裂缝方向与角井连线夹角为0°、22.5°、45°三种方案，模拟结果见图2。

由模拟结果可知：当裂缝沿角井方向时，水线沿角井方向推进最快，流线较密集，水驱波及面积大，剩余油主要集中在水驱控制程度较差的油井间;当裂缝与角井连线夹角为22.5°时，流线发生偏转，向底部边井推进最快，水淹较严重，角井附近区域剩余油较富集;当裂缝沿边井方向，即与角井连线夹角为45°时，水驱流线底部边井流动较快，流线较密集、水淹严重，水驱波及系数小，剩余油主要集中在角井区域，但是这类裂缝压裂规模往往受到限制。人工裂缝与井排方向夹角不同时，导致水驱流线的偏转方向改变，影响水驱波及范围，从而影响井周围剩余油分布。

1.3 异向渗透率差异对剩余油分布影响

对于椭圆形砂体，核部渗透率向外缘递减（图3），以核部为中心油井，沿椭圆形长轴方向作为注采连线方向，部署正方形五点法井网，砂体的长短轴方向剩余油呈现不同的分布规律，长轴方向物性较好，渗透率梯度较小，因此长轴方向见水早，水淹快;而短轴方向物性变化快，渗透率梯度较大，短轴方向见水晚，水淹慢（图4）。

1.4 沉积相与井网匹配关系对剩余油分布影响

设计5个不同沉积相与井网（反九点井网）关系的方案。可以看出不同沉积相条件下的剩余油分布不同，整体上流线沿水道微相集中，水淹方向与沉积相带基本一致，即沿高渗带水淹较严重;外扇相剩余油较富集。对于均质模型，水驱流线均匀流动，均衡驱替，水驱波及面积大，剩余油分布较均匀;对于水井-边井位于水道相，在水驱主流线方向，剩余油饱和度较低，而外扇相（渗透率较低、物性较差）剩余油饱和度较高流线沿水道相集中，水沿高渗带方向流动较快，容易形成水窜通道，造成边井见水时间早，水驱波及面积小，开发效果差;当水井-边井位于外扇相时，流线在与位于水道相的油井之间相对密集，剩余油主要分布在角井周围，水驱波及面积较大。

2 结论

单砂体透镜状岩性油藏，采用常规五点法井网开发，核缘渗透率级差大于8时，整体波及系数下降明显;椭圆形砂体长轴方向见水早、水淹快，短轴方向见水晚，水淹慢;人工裂缝与井排方向夹角不同时，导致水驱流线的偏转方向改变，影响水驱波及范围。

参考文献

[1] 李道品.低渗透砂岩油田开发[M].北京：石油工业出版社，1997：47-48.

[2] 黄延章.低渗透油层渗流机理[M].北京：石油工业出版社，1998：86-93.

[3] 李松泉，唐曾熊.低渗透油田开发的合理井网[J].石油学报，1998，19（3）：52-55.

作者简介：曹小朋，男，1983年1月出生，副研究员，从事油田开发技术工作。