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中高渗油藏开发流体势对剩余油分布控制机理_赵俊威

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中高 油藏 开发 流体 剩余 分布 控制 机理 赵俊威
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书书书第45卷第3期中国矿业大学学报Vol.45No.32016年5月JournalofChinaUniversityofMining&TechnologyMay2016收稿日期:2015-09-10基金项目:国家科技重大专项(2011ZX05009-003,2011ZX05001-003)通信作者:徐怀民(1962—),男,吉林省通化市人,教授,博士生导师,博士,从事油气藏地质评价,油气田开发地质方面的研究.E-mail:wzxhm2015@126.comTel:010-89734901中高渗油藏开发流体势对剩余油分布控制机理赵俊威1,2,徐怀民1,2,徐朝晖1,2,魏启任3,国殿斌4,刘云华4,杨辉1,2(1.中国石油大学(北京)地球科学学院,北京102249;2.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;3.中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东深圳510240;4.中国石化中原油田分公司勘探开发研究院,河南郑州450000)摘要:针对中国东部中高渗老油田开发中后期剩余油分布预测研究,采用受力分析、理论模型建立及实例研究的方法,对开发流体势控制的剩余油分布机理进行研究.以Hubbert流体势理论为基础,对已开发油藏流体进行受力分析,确定流体所具有的开发流体势能类型及地质意义,建立中高渗油藏不同开发阶段流体势理论模型,研发了开发流体势模拟软件,提出一种基于开发流体势场的剩余油表征方法.结果表明:不同类型开发流体势场对油水运动控制存在差异性,提出3类流体势低势区,即低位能、低压能及低界面能低势区,运用开发流体势原理对文33沙二下油藏进行实例解剖分析,提出3类低势区控制的剩余油富集区,即低位能低势区控制的“阁楼型”剩余油、低压能低势区控制的“动态型”剩余油和低界面能低势区控制的“边缘型”剩余油,相应低势区流体势分布为2.7×107~3.1×107J/m3,有效预测了不同类型剩余油的空间分布.关键词:中高渗油藏;开发流体势;油水运动差异;低势区;剩余油分布中图分类号:TE122.2文献标志码:A文章编号:1000-1964(2016)03-0535-09Controlingmechanismonremainingoildistributionbydevelopmentfluidpotentialinmiddle-highpermeabilityreservoirZHAOJunwei1,2,XUHuaimin1,2,XUZhaohui1,2,WEIQiren1,2,GUODianbin3,LIUYunhua3,YANGHui1,2(1.ColegeofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;2.StateKeyLaboratoryofPetroleumResourceandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;3.ShenzhenBranch,CNOOCChinaLimited,Shenzhen,Guangdong510240,China;4.ZhongyuanOilfieldCompany,SINOPEC,Zhengzhou,Henan450000,China)Abstract:Topredictthedistributionofremainingoilinmiddleandlatedevelopmentperiodinmiddle-highpermeabilityoldoilfieldsineasternChina,controlingmechanismonremainingoildistributionbydevelopmentfluidpotentialwasstudiedthroughforceanalysis,theoreticalmod-elestablishmentandcasestudy.Theforcestatusoffluidindevelopmentreservoirwasana-lyzedbasedonfluidpotentialtheoryproposedbyHubbert.Thetypesofdevelopmentfluidpo-tentialanditsgeologicalsignificanceweredetermined,anddevelopmentfluidpotentialtheoret-icalmodelwasestablishedindifferentdevelopmentstagesinmid-highpermeabilityreservoir.Fluidpotentialsimulationsoftwarewasdeveloped,andamethodforremainingoilcharacteriza-tionbasedondevelopmentfluidpotentialfieldwaspresented.TheresultsshowthatthereisDOI:10.13247/j.cnki.jcumt.000439中国矿业大学学报第45卷differencebetweenoilandwatermovementcontroledbydifferentdevelopmentfluidpotentialtypes.Threekindsoflowfluidpotentialareawereputforwardwhichincludedlowgravitation-al,lowpressureandlowinterfacialpotentialarea.ThroughtheanalysisonWen33reservoirbasedonthetheory,threetypesofremainingoilenrichmentareawerefoundwhichinclude"loft"typeofremainingoilcontroledbylowgravitationalpotentialarea,"dynamic"typecon-troledbylowpressurepotentialareaand"marginal"typecontroledbylowinterfacialpoten-tialarea,thenumericalrangeoflowpotentialareais2.7×107—3.1×107J/m3.Themethodcaneffectivelypredictthespatialdistributionofdifferenttypesofremainingoil.Keywords:middleandhighpermeabilityreservoir;developmentfluidpotential;oil-watermovementdifference;lowpotentialarea;remainingoildistribution中国东部老油田,如大庆油田、胜利油田、中原油田等,经过多年的开采,大部分已进入高含水、高采出程度及高递减阶段,随着油藏的持续开发,油藏内部油水性质及分布发生较大的变化,剩余油挖潜难度越来越大.研究表明地下剩余油受众多因素控制,呈现“整体高度分散、局部相对富集”的分布特点[1-3].目前预测剩余油分布的方法较多,主要包括开发地质方法、开发地震方法、油藏数值模拟方法及油藏工程方法等[4-7],上述方法从一定角度有效揭示了剩余油的形成与分布特征,但各自也存在一定的局限性.如地质方法更侧重于通过地质规律来间接的、定性的预测地下剩余油的分布;开发地震技术是处于发展阶段的剩余油预测新技术,能直接提供井间地震信息,但预测精度有待提高;油藏数值模拟方法经过近年的发展,技术相对成熟,但模拟精度主要取决于油藏地质模型的精度;油藏工程方法应用较广泛,能预测不同小层间剩余油分布的差异性,但不能定量的反映剩余油分布特征.如何有效预测中高渗油藏开发中后期剩余油的分布是目前剩余油分布预测研究的热点与难点.流体势(fluidpotential)为单位质量流体相对于基准面所具有的机械能,其概念最早由Hubbert提出[8-9],并将其应用于地下流体运动规律描述.Eng-land对流体势理论进行了完善和发展[10],并开始应用于油气勘探研究.随后,众多国内外学者对流体势理论进行了研究并广泛应用于油气勘探中[11-16],但该方法在油藏开发阶段剩余油预测中却鲜有应用,本文在England流体势理论研究的基础上,提出了中高渗油藏在开发阶段的流体势理论模型,并研发了一套流体势计算软件,阐述了不同类型流体势能的物理意义,分析了不同类型的流体势场对油水运动及剩余油形成的控制作用,并以文33沙二下油藏为例,提出了3类流体势控制的剩余油潜力区,为剩余油研究提供了一种新的研究方法.1中高渗油藏开发流体势理论1.1中高渗油藏开发流体势理论模型文献[9]认为流体在地层运移的过程中,只受重力、压力的影响,文献[10]在文献[9]提出的流体势理论基础上,认为地下流体还受到毛细管力的作用.国内学者也进行了很多研究,但主要集中在油气勘探领域,并未将流体势理论应用于油藏开发中.流体在已开发油藏中受力较复杂,对已开发油藏中的流体进行受力分析表明(图1),油藏中流体受到的作用力包括重力、浮力、压力、惯性力、黏滞力及毛细管力等.图1中高渗油藏流体受力分析示意Fig.1Aschematicdiagramoffluidstressanalysisinmiddleandhighpermeabilityreservoir根据流体受力状况分析,油藏中流体所具有的多种势能,共同影响了流体在储层中的运移.油藏中流体受到重力及浮力作用,所受力与它所在的相对位置联系起来,使流体具有位能;流体在已开发油藏中受到各种压力,包括静水压力、地质或非地质因素造成的超高压或超低压、油藏注水开采压力等,压力使流体具有压能;流体具有质量,当流体开始流动时,可形成动能;油气储层是由无数个微小的孔隙及喉道所连通,在渗流过程中由一种流体驱替另一种流体时,在液-液接触界面及固-液接触界面上会产生压力跳跃,从而形成黏滞力及毛细管力,这种力产生的能量称为界面能.受力分析表明,油藏开发过程中流体势主要受到重力、浮力、压力、惯性力、黏滞力及毛细管力的635第3期赵俊威等:中高渗油藏开发流体势对剩余油分布控制机理影响,流体所具有的流体势能包括位能、压能、动能及界面能,油藏开发中流体势的理论公式可以表示为Φ=ρg(-z)+ρ∫p0dpρ(p)+12ρv2+2σcosθr,(1)式中:Φ为流体势能,J/m3;ρ为流体密度,kg/m3;g为重力加速度,m/s2;z为海拔深度,m;p为油藏压力,Pa;v为流体渗流速度,m/s;σ为界面张力,mN/m;θ为润湿角,(°);r为储层孔喉半径,m.中高渗油藏在开发过程中,一般会经历天然能量开采阶段、注水开发早期阶段、注水开发中晚期阶段.不同开采阶段流体的受力场存在差异,同时油藏中储层特性或流体性质也会发生变化,都导致油藏中流体势的变化.因此根据油藏所处阶段不同,分别建立中高渗油藏不同阶段流体势理论模型.1.1.1原始状态流体势理论模型在中高渗油藏未开发之前,流体在圈闭内聚集成藏后,油水界面一般保持水平,此时油藏中流体处于相对静止状态,对于油藏内部不同部位的流体,流体势大小均相等,且为一常数.由于同一油藏内部流体处于静止状态,流体动能及界面能为零,因此模型可简化为Φ=ρg(-z)+ps,(2)式中ps为油层静止压力,Pa.1.1.2天然能量开采阶段流体势理论模型中高渗油藏投入开发后进入天然能量开采阶段,此时流体开始运动并产生速度,同时流体受到毛细管压力的作用,油藏内部的流体势场发生变化.任意时刻任意点流体势的大小取决于油藏内部重力场、压力场、速度场及孔喉结构的分布等.流体在中高渗油藏渗流过程中遵循达西渗流定律,采油井生产时,流体从油井的供给边缘径向渗流入井底,流体流线以采油井为中心呈径向分布,采油井附近的压力场分布呈较规则的同心圆状,形成“漏斗状”压力场.油藏中任意点流体所受的压力为附近若干采油井在该点产生压力的叠加,因此天然能量开采阶段流体势理论模型可表示为Φ=ρg(-z)+ρ∑mj=1(ps-QjμB2πkjhjlnRrj)+ρv22+2σcosθr,(3)式中:Q为油井产液量,m3/s;μ为地层原油的黏度,Pa·s;B为地层流体体积系数,无量纲;π为圆周率常量,无量纲;K为地层渗透率,mD;h为油层厚度,m;R为油井供给半径,m;rj为研究点与井筒轴距离,m;m,j为采油井的数量与序号.油藏在天然能量开采阶段,采油井使油藏中压能场发生变化,此阶段流体势场的变化主要受压能场控制,压能场控制了流体运动方向,油井供给半径R决定流体的流动范围,供给半径之外为低势区,储层渗透率K及厚度h越小,越易形成低流体势区.天然能量开采阶段剩余油主要受控于压能场的分布.1.1.3注水开发初期流体势理论模型在注水开发初期阶段,注水压力影响了油藏内部流体势场的分布,油藏内部流体在注入水作用下开始运动,此时油藏内部压力场受到注水压力场分布的影响,以注水井为中心,注水压力逐渐降低,油藏中任意点流体所受压力取决于采油井与注水井产生的压力场的叠加,因此注水开发初期流体势理论模型可表示为Φ=ρg(-z)+ρ[ps+∑ni=1(pwbi-1.842QwiμBKihilnrirwi)-∑mj=1(QjμB2πkjhjlnRrj)]+ρv22+2σcosθr,(4)式中:pwb为水井井底流压,Pa;rw为井筒半径,m;Qw为注水井注水量,m3/s;n,i为注水井的数量与序号.油藏在注水开采早期阶段,采油井及注水井的存在使油藏中产生注采附加压能场,流体势场的变化主要受到压能场及界面能场的控制,压能场控制流体宏观运动方向,界面能场控制流体的局部运移差异性.距离井轴距离ri越大,储层渗透率K及厚度h越小,压能越低,越易形成低势区;储层物性越差,界面张力σ越小,越易形成低势区.流体渗流速度v较小,动能较小.压能场及界面能场共同控制流体的运动.1.1.4注水开发中后期流体势理论模型中高渗油藏在长期注水开发过程中,注入水与油藏相互接触,使油藏内部储层及流体性质发生变化,从而使流体势场也相应发生变化.油藏性质变化主要包括储层润湿性、界面张力、物性及原油性质.注水开发中后期,储层受到注入水长期冲刷作用,储层润湿性可能由亲油性转化为亲水性,且注入时间越长,转化比率越大[17-18];开发中后期油藏原油密度与黏度等物理性质会发生变化,同时造成735中国矿业大学学报第45卷油水两相界面张力的变化[19];长期注水开发过程使储层物性发生变化,油藏中储层流体与注入水相互作用,使储层物性变好或变坏[20].上述因素很大程度影响了开发中后期压能及界面能的分布,对于开发中后期油藏中流体势分布产生较大影响,将注水开发中后期流体势理论模型表示为Φ=ρg(-z)+(ρ+Δρ)[ps+∑ni=1(pwbi-1.842QiμBKihilnrirwi)-∑mj=1(QjμB2πkjhjlnRrj)]+(ρ+Δρ)v22+2σ1cosθ1r+Δr,(5)式中:Δρ为流体密度变化,kg/m3;σ1为油藏开发后期界面张力,mN/m;θ1为油藏开发后期润湿角,(°);Δr为储层孔喉半径变化,m.油藏在注水开采中后期阶段,油水分布复杂,压能场、位能场及界面能场共同控制流体的运动方向,压能场及界面能场对流体势影响同上.位能场控制部分低势区的形成,海拔深度z越高,越易形成低势区.1.2开发阶段流体势模拟软件原理针对建立的中高渗油藏开发流体势理论,研发了一套中高渗油藏开发流体势模拟软件FluidPo-tentialSimulation.软件分为4个模块,可分别计算油藏原始状态、天然能量开采阶段、注水开发初期及注水开发中后期流体势数值.输入的参数包括油藏基本参数及开发动态参数,主要包括油藏深度、原油黏度及密度、地层流体体积系数、井筒半径、油藏静压力、井底流动压力、界面张力、润湿角、累计产油量及累计产液量等.流体势的计算主要包括以下几个过程:1)建立研究区地层网格模型;2)网格模型的读取;3)模拟时间单元的划分及时间点的确定;4)输入油藏基本参数及开发动态参数;5)以地层网格为单位计算每一网格的各项流体势参数;6)计算油藏不同开发阶段的流体势大小,得到多个流体势模型.2不同类型开发流体势能的物理及地质意义在油藏注水开发过程中,流体势能由位能、压能、动能及界面能构成,是流体在油藏内部受力作用的结果.位能由流体位置决定,油藏内部各点高程存在差异,使各点位能存在差异,同时流体运移过程中位置变化导致其位能发生变化.压能是压力作用在流体上引起的能量,压力包括油藏静压力及外部供给压力,油藏内部各点处流体压能存在差异,使流体发生运动,当油藏进入天然能量开采阶段时,油藏中流体的压能与井底处流体压能之间产生压能差,采油井的采油量主要受压能差的控制;注水开发时期,注水井附近油藏压能高,远离注水井压能变低.动能是流体在流动过程中所具有的能量,动能的形成是各种力综合作用的结果,油藏内部各点流体所受作用力不均,使流体动能存在差异.界面能是毛细管力及黏滞力作用在流体上的结果,界面能大小取决于界面张力、孔喉半径及润湿性等储层性质,油藏内部储层存在非均质性特征,使油藏内部流体所具有的界面能存在差异,界面能场分布的差异性控制了流体在油藏中的流动.3开发流体势场对油水运动的控制作用3.1位能场控制的油水运动差异位能场控制了油藏内部流体在垂向上的运移趋势,油藏内部油水密度大小存在差异,因此位能场控制的油水运动也存在差异.原油密度相对较小,在油藏中存在向上运移的趋势;地层水及注入水密度相对较大,在油藏中存在向下运移的趋势.油藏中油水发生替换使油藏的总位能减小,油藏在开发条件下,位能大小受到油水密度差及注入水动力的影响,注入水动力方向水平时,注入水在位能的作用下向下运移;注入水动力方向倾斜时,水动力与重力场相互叠加,可能会加强或减弱位能对油水运动的控制作用.3.2压能场控制的油水运动差异油藏内部压能场分布控制了油水运动的宏观方向,油水在压能场的控制下由高压能区向低压能区运动.油藏注水开发过程中,油藏中压力包括原始油藏压力及注采附加压力,油藏中充满地层水、原油及注入水,注入水在原始油藏压能场、注采附加压能场作用下运动.对于水平储层,垂向上储层厚度相对于井距可忽略不计,侧向上压能变化受到注采附加压能场梯度大小控制,压能减小的方向由注水井指向采油井.注采井产生的注采附加压能场梯度远大于油水位能变化梯度,因此油水在平面分布的差异主要受控于注采井产生的压能场(图2).因此油水在压能作用下,自注水井向采油井作定向运动,油水运动状态存在差异,注入水在压能与位能的综合作用下以一定倾角斜向下运移,原油在压能与位能的综合作用下以一定倾角斜向上发生运动.835第3期赵俊威等:中高渗油藏开发流体势对剩余油分布控制机理图2注采附加压力作用下的流体运移方向Fig.2Movingdirectionoffluidundertheadditionalpressureofinjectionandproduction3.3界面能场控制的油水运动差异界面能的分布控制了储层中流体的差异运动,油水在压能场控制下向某方向定向运动,而界面能差异控制了油水在局部区域运动的差异.地下储层的多孔介质特征决定了多相流体状态时流体界面能存在的普遍性与差异性.根据流体势基本原理,流体的运移方向由高势区指向低势区,对于油水两相流体,注入水能驱替原油所满足的势能条件是注入水界面势能大于原油界面势能.如图3所示,A点为注入水,B点为原油,孔隙系统内A点地层水能够驱替B点原油的界面能条件为φA≥φB.油藏内部储层非均质性较强,储层内各处孔喉结构不一,油水运动过程中受界面能影响,界面能分布的差异性控制了注入水驱替原油的空间范围.在一定的压能场中,注入水只可能驱替孔喉系统中界面势能临界值以上的原油,临界值以下的原油则滞留在孔隙中形成剩余油.图3储层岩石孔隙内水驱油示意Fig.3Sketchmapaboutwaterfloodingintheporesofreservoir4开发流体势对剩余油形成的控制作用4.1流体势场低势区的形成原因势能是控制各种物体运动的决定因素,物体总是由势能高的地方向势能低的地方运动,物体运动本质即为物体势能大小的差异,由于势能的差异,物体开始运动,最终达到新的平衡.流体势是控制地下流体流动的本质因素,油藏中不同位置的流体,由于海拔高度、压力及储层性质的差异,导致不同位置流体的位能、压能、动能及界面能存在差异,在油藏内形成具有差异性的流体势场,使流体由高势区向低势区运动,部分流体运动到低势区的采油井而被采出,另一部分富集在各种低势闭合区,成为油藏开采的潜力区.4.2低位能低势区的形成低位能低势区是指注水开发过程中,在重力分异作用下,储层局部高部位“油在上,水在下”的油水分布特征并不因注水开发而改变,注入水无法驱替原油而形成剩余油滞留区,这种类型的剩余油潜力区多出现在微构造高部位,如背斜构造顶部、正向微构造顶部、断棱附近、岩性上倾尖灭部位等.图4为典型正向微构造顶部低势区形成示意图.在初始条件下,油藏内充满原油,油势保持相等,油藏开发后产生了附加压能,侧向上形成平行储层的流体势降,流体在势场作用下向低势区流动(图4a,b);垂向上,在位能作用下,注入水沿底部运移,微构造顶部原油势能低且保持相等,形成原油滞留区;油层水淹后,在压能与位能的共同作用下,动态油水界面向采油井方向倾斜,即微构造闭合低势区沿注水井向采油井一侧偏移(图4c),且随注采附加压能增大,低势区闭合面积不断减小,闭合高度逐渐降低.图4顶凸底平型微构造对流体势分布影响Fig.4Fluidpotentialdistributioninfluencedbytopbulgeandbottomflatmicro-structure4.3低压能低势区形成油藏开发过程中,注采井网形成的动态水势可形成油气低势闭合区.这些低势闭合区是注水开发过程中油气新的运移指向区,低势区内油气可能未动用,也可能是井网调整后油水分布重新调整而形成的潜力区.潜力区垂向上多由静态不渗透隔夹层封堵,侧向上则可能全部是高水势封堵,也可能是岩性边界、夹层等静态条件与高水势联合封堵.区别于构造高部位剩余油潜力区,这类潜力区形成的必要条件是较高部位或侧向的高水势面遮挡、较低部位或侧向的静态遮挡,主要发育在注水井间、构造低部位或倾斜储层中.935中国矿业大学学报第45卷4.4低界面能低势区的形成毛管力作用使储层中流体具备界面能,润湿相流体驱替非润湿相流体的条件为润湿相势能大于非润湿相势能.在一定注采井网条件下,储层非均质性控制了界面能场分布,进而控制了注入水能够进入的储层范围.沉积微相控制储层平面非均质性的分布,优势沉积微相孔隙度高、平均孔喉半径大,界面能高,相同注采附加压能场下,注入水能够进入大部分的孔喉系统,易于驱替原油;较差沉积微相孔隙度低、平均孔喉半径小,界面能低,相同注采附加压能场下,注入水只能进入少部分的孔喉系统,易于形成剩余油潜力区.对于垂向上储层物性的差异,界面能也存在着差异,也易形成低界面能剩余油潜力区.5典型中高渗油藏流体势控制的剩余油潜力区5.1文33沙二下油藏概况文33断块沙二下油藏位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部,西以文东大断层为界,东以文70断层与文72断块分隔.沙二下时期东濮凹陷构造稳定、地形平缓、气候较为干燥、湖盆间歇性涨缩,发育浅水三角洲沉积.油藏含油面积7.7km2,油层埋深2520~3158m,目前油藏含水率较高,综合含水率达85%以上,已进入开发中后期,油藏开发面临的主要矛盾包括:合采井数多,层间矛盾大;注采井网不完善;层间物性差异大,水驱动用状况不均;油藏产量递减快.以此油藏为例,运用开发流体势理论,对油藏开发中后期流体势控制的剩余油进行分析,提出了3类剩余油潜力区.5.2低位能低势区控制的“阁楼型”剩余油低位能低势区多发育在正向微构造顶部、断棱等局部构造部位.在研究区对微构造低势区进行识别,识别各类微构造低势区104个,低势区的相对高差在15~20m之间,平面上闭合长度在100~240m,闭合宽度在50~160m之间.对文33-193井附近的低势区进行详细解剖,如图5a所示,文33-193井处于微构造低势区中心部位,相对高差接近15m,闭合长度大约200m,储层平均厚度2.5m,微构造幅度角约为9°,相对于其他生产井而言,处于微构造低势区的文33-193井含水率较低,生产状况好.对文33-193井剖面上的流体势分布进行计算(图5b),模拟结果显示文33-193井附近为相对低势区,在压能及界面能的综合作用下,形成了典型的低位能低势剩余油潜力区.图5正向微构造对流体势分布影响Fig.5Fluidpotentialdistributioninfluencedbypositivemicro-structure5.3低压能低势区控制的“动态型”剩余油文33沙二下油藏受构造岩性综合控制,储层分布具有“层多、层薄、砂体窄、侧向变化快”的特征,注采井网对单层砂体控制程度相对较低.油藏综合治理以来,多次注采调整使地下流体势场发生变化,间接上有利于对井间剩余油的驱替.但在单层规模上,砂体控制程度仍较低,注水井与断层、砂体尖灭线联合封堵形成的低势闭合区成为剩余油相对富集区.如图6a所示,注水井W33-45形成的高势面与岩性下倾尖灭边界联合封堵形成W33-48井附近的原油低势区,剩余油相对富集,剖面流体势计算与模拟结果显示(图6b),W33-48井附近为典型的低势区,形成了典型的低压能低势剩余油潜力区.045第3期赵俊威等:中高渗油藏开发流体势对剩余油分布控制机理图6岩性下倾尖灭对流体势分布影响Fig.6Fluidpotentialdistributioninfluencedbylithologicaldowndippinch-out5.4低界面能低势区控制的“边缘型”剩余油研究区储层具有非均质性强、物性变化快的特征,优势相水下分流河道物性好、界面能高,侧翼、席状砂等边缘相带储层物性差、界面能低,易于形成低界面能剩余油潜力区.对平面上的界面能分布进行模拟(图7),模拟结果显示平面上界面能大小存在明显差异,如W33-C215井附近,储层物性差,界面能较低,剩余油较富集;如W33-45井附近,为砂体拼接处的弱连通部位,界面能较低,剩余油较富集.总之,研究区边缘型剩余油潜力区多发育在远离注采井点区域、物性相对较差的河道侧翼、席状砂带和水下分流河道拼接处等.图7界面能差异对流体势分布影响Fig.7Fluidpotentialdistributioninfluencedbyinterfacialpotentialdifferences6结论1)中高渗油藏开发流体势包括位能、压能、动能及界面能,不同类型流体势能对油水运动控制存在差异:油水在压能场的控制下由高压能区向低压能区运动;在位能作用下,油藏中原油存在向上运动趋势,注入水存在向下运动趋势;注入水能够驱替原油所满足的界面势能条件是注入水界面能大于原油界面能.2)油藏流体总是由高势区向低势区流动,位能、压能及界面能控制3类低势区的形成:低位能低势区、低压能低势区和低界面能低势区.基于开发阶段流体势理论模型,对文33沙二下开发中后期油藏进行流体势分析,提出流体势控制的3类剩余油富集区:低位能低势区控制的“阁楼型”剩余油、低压能低势区控制的“动态型”剩余油、低界面能低势区控制的“边缘型”剩余油.3)应用开发流体势理论预测剩余油分布时,不同开发阶段流体势主控因素存在区别:天然能量开采阶段流体势受压能场变化的影响,剩余油受控于压能场的分布;注水开采早期流体势受压能场及界面能场共同影响;注水开采中后期,油水分布复杂,位能、压能及界面能共同影响低势区的形成及剩余油分布.参考文献:[1]韩大匡.准确预测剩余油相对富集区提高油田注水采收率研究[J].石油学报,2007,28(2):73-78.HANDakuang.Preciselypredictingabundantremai-ningoilandimprovingthesecondaryrecoveryofma-tureoilfield[J].ActaPetroleiSinica,2007,28(2):73-78.[2]任大忠,孙卫,赵继勇,等.鄂尔多斯盆地岩性油藏微观水驱油特征及影响因素:以华庆油田长81油藏为例[J].中国矿业大学学报,2015,44(6):1135-1144.RENDazhong,SUNWei,ZHAOJiyong,etal.Mi-croscopicwaterfloodingcharacteristicsoflithologicreservoirsinOrdosbasinanditsinfluencefactors:takingtheChang81reservoirinHuaqingoilfieldasanexample[J].JournalofChinaUniversityofMining&Technology,2015,44(6):1135-1144.145中国矿业大学学报第45卷[3]孙焕泉,孙国,程会明,等.胜坨油田特高含水期剩余油分布仿真模型[J].石油勘探与开发,2002,29(3):66-68.SUNHuanquan,SUNGuo,CHENGHuiming,etal.Thesimulationmodelsofremainingoildistribu-tionatsuperhighwatercutstageofShengtuooilfield[J].PetroleumExplorationandDevelopment,2002,29(3):66-68.[4]尹太举,张昌民,张尚峰,等.基于流动单元的储层评价及剩余油预测[J].中国科学D辑:地球科学,2008,38(S2):110-116.YINTaiju,ZHANGChangmin,ZHANGShang-feng,etal.Basedonthereservoirevaluationandre-mainingoilpredictionofflowunit[J].ScienceinChi-naSeriesD:EarthSciences,2008,38(S2):110-116.[5]胡荣强,马迪,马世忠,等.点坝建筑结构控渗流单元划分及剩余油分布研究[J].中国矿业大学学报,2016,45(1):1-9.HURongqiang,MADi,MAShizhong,etal.Iden-tificationofflowunitsanddistributionofremainingoilcontroledbythearchitecturalstructureofpointbar[J].JournalofChinaUniversityofMining&Technology,2016,45(1):1-9.[6]刘文岭,韩大匡,程蒲,等.高含水油田井震联合重构地下认识体系[J].石油地球物理勘探,2011,46(6):930-937.LIUWenling,HANDakuang,CHENGPu,etal.Reconstructionofundergroundrecognitionsystembasedonbothseismicdataandweldatainamatureoilfieldwithhighwatercut[J].OilGeophysicalPros-pecting,2011,46(6):930-937.[7]杨懋新,庞跃武,卢春阳,等.应用三维高分辨率地震技术进行剩余油预测的方法探讨[J].石油地球物理勘探,2001,40(3):68-75.YANGMaoxin,PANGYuewu,LUChunyang,etal.Applicationof3-Dhighresolutionseismictech-niquetopredictremainingoil[J].OilGeophysicalProspecting,2001,40(3):68-75.[8]HUBBERTMK.TheTheoryofground-watermo-tion[J].TheJournalofGeology,1940,48(8):785-944.[9]HUBBERTMK.Entrapmentofpetroleumunderhydrodynamicconditions[J].AAPGBuletin,1953,37(8):1954-2026.[10]ENGLANDWA,MACKINZIEAS,MANNDM,etal.Themovementandentrapmentofpetro-leumfluidsinthesubsurface[J].JournalofGeolog-icalSocietyofLondon,1987,144:327-347.[11]查明,陈发景,张一伟.压实盆地流体势场与油气运聚关系:以东营凹陷为例[J].现代地质,1996,10(1):106-109.ZHAMing,CHENFajing,ZHANGYiwei.Fluidspotentialfieldandhydrocarbonsmigrationandaccu-mulationincompactionalflowbasins:anexamplefromDongyingdepression[J].Geoscience,1996,10(1):106-109.[12]刘震,金博,韩军,等.准噶尔盆地东部流体势场演化对油气运聚的控制[J].石油勘探与开发,2000,27(4):59-63.LIUZhen,JINBo,HANJun,etal.Thecontrolofpalaeo-fluid-potentialovermigrationofoilandgasintheeastofJunggarbasin[J].PetroleumExplora-tionandDevelopment,2000,27(4):59-63.[13]彭存仓,谭河清,武国华,等.流体势与油气运聚规律研究:以孤东地区为例[J].石油实验地质,2003,25(3):269-273.PENGCuncang,TANHeqing,WUGuohua,etal.Relationshipbetweenfluidpotentialandhydrocar-bonmigrationandaccumulation:acasestudyofGu-dongarea[J].PetroleumGeologyandExperiment,2003,25(3):269-273.[14]常波涛,于开平,孙连浦,等.基于流体势约束的潜山油气二次运移优势方向选择:以胜利油田桩海地区古生界潜山为例[J].地质科技情报,2005,24(2):39-44.CHANGBotao,YUKaiping,SUNLianpu,etal.Preferreddirectionsofpetroleumsecondarymigra-tionconstrainedbyfluidpotentialinburiedhils:AnexamplefromPaleozoicburiedhilsinZhuanghaiarea,Shenglioilfield[J].GeologicalScienceandTechnologyInformation,2005,24(2):39-44.[15]王小凤,武红岭,马寅生,等.柴达木盆地北缘地区构造应力场、流体势场对油气运聚的控制作用[J].地球学报,2006,27(5):419-423.WANGXiaofeng,WUHongling,MAYinsheng,etal.Tectonicstressandfluidpotent
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