邊底水稠油藏剩余油挖潛技術研究

王 健 （中石油遼河油田公司錦州采油廠，遼寧 盤錦121209）

錦州油田稠油油藏以層狀邊底水油藏為主。含油面積36.1km2，石油地質儲量1.32×108t，油藏埋深660～1286m。構造復雜，為典型的復雜斷塊油藏；油層縱向上分布零散，有效厚度在9.1～35.0m，單層厚度一般在1.0～4.0m之間，縱向上含油井段長，凈總厚度比低，以0.14～0.38之間為主；油層物性差異大，平面和縱向最大滲透率級差達10以上；原油物性差別也比較大，原油密度在0.945～1.032g／cm3，地層原油黏度在420～11233mPa·s，地層水為NaHCO3型。

1 邊底水對吞吐階段采收率的影響

根據數模、物模、經驗公式計算和類比等方法計算，蒸汽吞吐開發方式采收率為30%～35%，吞吐較水驅或天然能量開發采收率有較大幅度的提高，通過近20年的蒸汽吞吐開發實踐，取得了良好的效果，稠油區塊采收率大幅度提高。如邊底水油藏錦45塊吞吐階段采收率由17.3%上升到38.8%，但與純油藏如歡17塊興隆臺油層西部吞吐階段采收率達48.5%相比采出程度相差10%。邊底水對吞吐階段采收率具有一定影響。

2 剩余油研究方法

1）油藏工程分析方法 邊底水油藏油井水淹不僅跟避水油層的厚度有關，還跟油藏邊水水體大小、能量以及儲層的非均質有關［1］。

水侵量方程計算公式如下：

式中，We為總水侵量，m3；Vo為累產油量（地下體積），m3；Vw為累產地層水量，m3；Vi為累積存水量，m3；K為彈性階段產率，m3／MPa；ΔP為總壓降，MPa。

式 （1）計算中關鍵是求取K值，通過作虧空體積和ΔP的關系曲線，以最初直線作為彈性開采段，其斜率為彈性產率，可求得K值。以錦88塊為例，通過作虧空體積和ΔP的關系曲線，以最初直線段作為彈性開采段，其斜率為彈性產率，求得K＝45.5×104m3／MPa。依據歷年測壓數據和生產數據，計算得出水侵量為97.42×104m3。依據錦88塊年度水侵量變化趨勢，2000年在邊水能力逐漸減弱的情況下，在水淹區完善100m井網布井7口，取得較好效果，有效地實現了產能接替。

2）動態分析結合監測技術法 動態分析法是認識邊底水油藏剩余油最常規的方法。從油藏基礎地質研究入手，利用油井的各項測井資料、動態資料確定剩余油富集區。通過引進、消化、吸收動態監測技術，形成了一系列適合錦州油田層狀邊底水稠油油藏特點的“找水”技術。由于油井只有含水高達90%以上才采取挖潛措施，且絕大部分井為機采井，研究認為，環空產液剖面法只錄取分層流量即可，即產液層就是出水層；硼中子壽命法也能較準確地判別水淹層。

3）油藏數值模擬法 這一方法對于邊底水稠油油藏剩余油分布的研究主要有單井泄油面積法和加熱半徑法2種方法。主要用于2個方面：①利用動態擬合的方法確定實際油藏中的含油飽和度在平面上的分布，直接指導生產，這已在國內外油田開發中普遍使用；②進行不同地質條件、不同驅動方式油層內飽和度分布的機理研究。

3 邊底水稠油油藏剩余油分布規律

（1）普通稠油蒸汽吞吐10個周期時，井間仍有一定剩余油；區塊邊部薄層、已開發區塊井網不完善區域、油藏構造高部位靠近斷層區域、邊水油藏邊部薄層及小于10m的邊際油藏是剩余油富集。

（2）受沉積相影響，水下分流河道及河口壩等有利相帶的剩余油仍較大，但水淹快，分流河及前緣薄層砂剩余油相對少，但含水相對低，水淹速度慢。

（3）縱向上儲層物性較差的薄油層和射孔段下部的油層、早期避水層和早期上返的下部油層是剩余油富集區；水淹區域縱向上仍有未水淹或水淹程度較低的油層。

4 水淹區剩余油挖潛技術對策

1）水淹區實施加密、細分層系調整技術 區塊水淹區綜合調整的主要做法有以下3個方面：①直井井網加密及優選射孔技術提高吞吐階段采收率，由118～141m井距井網加密到83～100m井距井網，提高平面上的儲量動用程度；②根據部分斷塊含油井段長、油層厚度大、層間差異大、水淹嚴重的情況，在井網加密的基礎上細分層系開發，提高縱向上的儲量動用程度；③針對未水淹薄油層利用直井無法實現經濟有效開發的問題，利用水平井技術實現開發。

2）實施大位移側鉆，挖潛井間剩余油 對于套管未損壞的高含水井采用大位移側鉆手段在水淹區挖潛井間剩余油。幾年以來，共實施此類側鉆井36口，成功32口，平均單井電測解釋稠油層34.6m／13層，低產油層10.1m／6層，水淹層25.3m／6層，水淹層占解釋油層厚度的35.9%，已累增油6.64×104t，使井網對儲量的控制程度恢復了30.1%。

3）封堵出水層位，提高縱向動用程度 利用監測資料有效地指導動態分析，對具有隔層條件的高含水井及時采取封堵出水層位措施，在水淹區挖潛取得顯著成效。結合水淹規律研究成果，在重水淹區共測產液剖面28口，變密度4口，中子壽命測試12口，利用監測資料及開發動態研究，對135口井進行大修、堵水、分采和補堵措施，日增油714t，累增油13.8×104t，累降水25.5×104t。

4）合理抑制邊底水內侵 油藏吞吐開發至中后期，由于邊底水被大量采出，邊底水能量和油層能量大幅度減弱，利用排水來控制水侵已失去效力，通過對水侵量及水侵速度的研究認為，當年度水侵量降為初期的0.4倍、邊水推進速度0.5m／mon以下時是挖潛最好時機。這時對內部有隔層條件的油井采用機械堵水，對無隔層條件的油井實施化學堵水。針對互層狀普通稠油一類油藏 （黏度小于1000mPa·s），對無隔層條件的油井采用稠化油、改性石蠟等化學選擇性堵水技術，利用地層滲透率不均質性、堵劑水基性、高效洗油劑產生的選擇性注入方法［2］，選擇性封堵含水飽和度高的地層。

歡西油田實施了一系列剩余油挖潛技術，使得各稠油區塊采收率不斷提高，稠油區塊采收率總體由29.01%提高到33.0%，增加可采儲量526.68×104t。通過與總公司稠油油藏開發水平分級指標進行對比，歡西油田主力稠油區塊油藏整體開發水平均達到Ⅰ類。

5 結 論

（1）邊底水稠油藏蒸汽吞吐后期平面上剩余油主要分布在構造高部位、井網井間、斷層邊角地帶，縱向上剩余油分布在薄油層和射孔段下部的油層、早期避水層，水淹區縱向上仍有未水淹或水淹程度較低的油層。

（2）水淹區實施加密、細分層系調整、大位移側鉆等挖潛技術，使老井吞吐采油效果得到明顯改善，提高油藏開發效果。

［1］張文賓，林景曄 .對應分析油氣水層識別方法及應用 ［J］.大慶石油地質與開發，2002（6）：8－9.

［2］趙福麟，王家印 .化學劑吞吐與油井堵水的結合技術 ［J］.石油大學學報 （自然科學版），2001，25（6）：61－64.