范锋

摘 要：海一块是海外河油田的主力开发区块，主要开发层系为东营组，区块地质条件相对比较简单，构造主要为依附于近东西向主干断裂的半背斜构造，内部断层不发育，储层发育比较稳定。区块开发近40年，处于开发的中后期，主要采用三角形井网注水开发，目前采收率为20.5%，考虑到临近地质条件相似的区块采收率达到38%，因此对区块剩余油分布规律的研究意义重大。

关键词：剩余油;物质平衡;数值模拟

1 区域地质简况

海一块是海外河油田的主力断块之一，位于辽河坳陷中央凸起的南端。主要开发层系为古近系东营组。构造上总体表现为大洼断层切割的半背斜构造形态，构造轴线呈近东西向。海外河地区的物源供给区是中央凸起，沉积物搬运方向为北东向，沉积相为三角洲前缘亚相，该块在1989年获得高产工业油流，并与同年投入开发，目前采出程度20.5%，综合含水达84%，进入开发中后期，寻找剩余油分布规律，为后期的开发提供依据。

2 剩余油研究方法

目前國内外研究剩余油的方法较多。主要有测井方法、岩芯分析、数值模拟等油藏工程方法，本次我们主要是根据该油田的地质特点和生产实际情况，采用了以下几种方法。

2.1 物质平衡方法

根据容积法计算原油地质储量的原理，其公式为：

N=100AσhΦSoiρo/Boi

可推出目前剩余油地质储量公式为：

Nr=100AσhΦSoiρo/Bor

因为：

Nr=N-Np

所以：

根据高压物性分析资料，可求出压力P与体积系数Bor的关系为：

Bor=1.0415+0.0043P

式中：

Sor-目前剩余油饱和度，小数;

Soi-原始含油饱和度，小数;

N-原油地质储量;104t;

Np-累积采油量，104t;

Boi-原始地层油体积系数;

Bor-目前地层油体积系数;

A-含油面积，km2;

Φ-油层有效厚度，小数;

ρo-平均地层原油密度g/cm3;

Nr-目前剩余的原油地质储量，104t;

P-目前地层压力MPa。

应用此方法计算出海1块目前d2段平均剩余油饱和度为0.52，d3段平均剩余油饱和度为0.507。

2.2 动态分析法

该方法主要是以四级断块为单元小层对比为基础的。根据油水井在钻井、试油及生产过程中所录取的各项生产资料，主要有产液剖面、吸水剖面、找堵水资料、C/O比测井、调整井的电测解释及生产历程等。通过上述资料综合分析找出油层平面和纵向上的油水分布，从而确定剩余油富集区。这种方法即直观又科学，被老区调整剩余油研究广泛应用。

2.3 数值模拟法

在储层地质建模的基础上，根据油藏的实际情况，结合模拟精度要求与计算机能力，我们分区块对储层精细模型进行网格优化，多次优化网格参数，对实测的数据进行筛选，选取合理的静态参数、储层参数离散化、高压物性数据、饱和度、压力、参考深度等参数场初值、井史数据等，在模型计算的工程中反复修正，对参数做适当的调整。海1块累计输入模型的井数共143口，其中水井35口。本次数值模拟，开始模拟时间是1989年1月，截止时间到目前，每一个月作为一个时间段，计算时步按实际生产射孔时间开始。输出模拟结果。

2.4 历史拟合

历史拟合就是用已有的预测参数（如渗透率、孔隙度、饱和度等）去计算油田的开发历史，并将其计算出的开发指标如压力、产量、含水率等与油田开发实际动态相对比。若计算结果与实测不一致，则说明对油田的认识还不清楚，输入参数与地下情况不符，必须作适当调整，修改后再进行计算，直到计算结果与实际动态相吻合或在允许的误差范围内为止。通过历史拟合可以比较客观地认识油田的过去和现状，为开发动态预测打下基础。

3 剩余油分布规律

上面我们应用了多种方法，计算并分析了海外河油田的剩余油分布状况，总的说来具有如下规律：

3.1 平面分布特征

从区域上看，油藏边部水淹严重，构造高部位含油饱和度较高。从注采位置看，剩余油饱和度高的地区，大都集中在远离注水井的部位，注水井附近水淹严重。受断层的遮挡及分隔作用造成断层夹角地带及靠近断层的边角地带剩余油饱和度较高。从分布形态看，剩余油饱和度高度的地区，一部分是油层未动用，剩余油连片分布，另外部分是剩余油分面积小，多呈点状或窄条状分布;剩余油饱和度低的地方面积连片。

3.2 纵向分布特征

纵向上各小层剩余油存在明显差异，这种差异主要是由先下后上，逐层上返的层间接替开采方式造成的。其水淹规律必然是底部水淹严重，剩余油饱和度较低，顶部水淹较弱及未动用，剩余油饱和度较高。

4 结论

海1块东营组油层是一个相对比较均质的砂坝砂体，在注水开发过程中，注入水由注水井向四周的推进，不同方向虽有差别，但与其他断块相比，注入水的推进相对比较均匀，从油井生产情况看，注水井周围的不同方向的油井普遍能见到注水效果。

如海10-24注水井组，注水井海10-24井在90年11月转注，周围3口油井海10-22、海10-24、海12-26井在4个月后见到明显的效果，油井受效后产液量稳定或上升。

海1块注入水推进比较均匀，在注水井周围形成高含水饱和度区，油层水淹严重，剩余油饱和度低。在注采系统比较完善的地区，注入水波及面积大，水驱效果好，在注水井少，注采系统不完善的地区，油层水驱效果比较差，注入水未波及到，剩余油饱和度较高。

可以说海1断块区剩余油受注水影响比较均匀，海1块注入水推进比较均匀，在注水井周围形成高含水饱和度区，油层水淹严重，剩余油饱和度低。在注采系统比较完善的地区，注入水波及面积大，水驱效果好，在注水井少，注采系统不完善的地区，油层水驱效果比较差，注入水未波及到，剩余油饱和度较高。

边底水内侵影响剩余油分布。海外河油田属构造控制下的边水油藏，并且构造相对比较平缓，由于层间非均质差异，导致了油层边底水指进现象的发生，这种现象在未注水开发的海1块区特别明显，虽然未全面注水，但构造低部位水淹比较严重，早期开采的层位水淹连片。

逐层上返的开采方式是底部水淹严重的主要因素。海外河油田基本是按方案设计一套层系，层间接替。由于逐层上返开采方式对于油层厚度大、井段长、产量高的局部地区，油井仍然生产下层位，上部无井点生产，因此，必须是下部含油饱和度低，上部处于原始状态，含油饱和度较高。

参考文献：

[1]武毅，司勇.常规注水开发稠油油藏剩余油分布研究及应用[J].吐哈油气，2003（1）：20-22.

[2]刘斌.曙光油田曙二区剩余油分布特征研究[J].断块油气田，1995，02（4）：22-27.

[3]朱艳春.典型砂体模型的建立与剩余油分布研究[D].杭州：浙江大学，2008.