勝坨油田一區沙二1-3單元聚驅后剩余油特征研究

張 娜

（中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司勘探開發研究院，山東東營 257000）

勝坨油田一區沙二1-3單元聚驅后剩余油特征研究

張 娜

（中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司勘探開發研究院，山東東營 257000）

分析單元注聚合物前、后的密閉取心井資料和測井解釋資料，結合數值模擬結果，總結聚合物驅后油藏的剩余油分布特征。

聚合物驅后；數值模擬；剩余油飽和度

聚合物驅既可大幅度提高原油采收率，又具有較好的經濟效益，在勝利油田已全面推廣，為油田的穩產和特高含水期提高采收率做出了巨大的貢獻。勝利油田自1992年開展聚合物驅以來，聚驅規模不斷擴大，截至2014年底，勝利油田已投入聚合物驅單元38個，動用地質儲量3.32×108t，聚驅累增油量超過1 800×104t。雖然聚合物驅能擴大波及體積和提高驅油效率，比水驅提高采收率6%～10%，但聚驅后仍有50%～60%的原油滯留地下，有進一步挖潛的物質基礎。特別是目前已有大部分聚合物驅單元轉入后續水驅，單元含水已回升到注聚前水平。因此，研究聚合物驅后進一步大幅度提高原油采收率的方法，已成為油田穩定發展的緊迫任務[1]。

1 工區概況

研究工區位于勝坨油田一區沙二1-3單元東部，油藏埋深1 890 m～2 120 m，為受構造控制的層狀油藏，具有高滲透、中孔隙、中等飽和的特點。含油面積3.8 km2，有效厚度8.0 m，平均孔隙度30%，滲透率2 360×10-3μm2，原始含油飽和度65%。發育5個含油小層：11、12、13、14、22，其中 11、12為主力層，原始油藏溫度80℃，地層水礦化度10 500 mg/L，鈣鎂離子含量 125 mg/L，地下原油黏度 10 mPa·s～40 mPa·s，地面原油黏度563 mPa·s～2 493 mPa·s，地面原油密度平均為0.949 7 g/cm3。

工區地質儲量502×104t，其中部分與注聚先導區重合，為聚驅后油藏，曾注聚區地質儲量340×104t，占工區地質儲量的68%。曾注聚區于1998年4月投注聚合物，2001年9月轉后續水驅，聚合物用量僅378 PV·mg/L。試驗區注入聚合物后，試驗區注入量下降，注入壓力上升。對比注聚前后，試驗區平均注入壓力由7.4 MPa上升到10.1 MPa，啟動壓力由5.3 MPa上升到7.9 MPa，每米視吸水指數由8.7 m3/d·MPa·m下降到6.2 m3/d·MPa·m，反映了油層滲流阻力的增加，有利于聚合物溶液進入中低滲透層，擴大波及體積，提高驅油效果。截至2014年底，聚合物驅已提高采收率6.73%，采出程度僅36%。

2 動態非均質研究

通過生產現狀分析，聚合物驅后滲流阻力增加，油藏非均質得到改善，但是仍存在動態非均質性較強的問題，主要表現在平面驅替不均衡、層內差異大和層間干擾強。

平面上，水井間每米視吸水指數和注水強度都存在較大差異，為0.5 m3/d·MPa·m～1.55 m3/d·MPa·m，注水強度為2.6 m3/（d·m）～9.1 m3/（d·m）；油井間日產液量和動液面也存在較大差異，日液為8 m3～86 m3，動液面為379 m～1 490 m，即各井區開發狀況差異較大，油層平面動態非均質較強。

縱向上，各小層之間滲透率和厚度的差異性導致各小層間吸水能力差異也較大，統計分層測試和吸水剖面資料，其中11層相對吸水量為32.7%～52.3%，12～14層相對吸水量0～7%。從3-152井吸水剖面看，11層的吸水量所占比例高達98.6%。單元層間非均質性強。

3 剩余油分布特征

運用數值模擬手段統計單元目前剩余油分布特點：層間分布差異較大，層內頂部相對富集，整體采出程度較低，剩余油普遍分布。

（1）油層平面水淹及剩余油分布。從平面上剩余油飽和度分布看，平面上剩余油“普遍分布”，平均剩余油飽和度較高，平均40.1%。平面剩余油富集區主要集中在斷層邊緣、未注聚區及井網控制差區域。

以數值模擬模型網格為單位，統計平面剩余油飽和度分布，70%以上的網格剩余油飽和度在30%～60%。主力層11層平均剩余油飽和度為39.1%，其中剩余油飽和度在30%以下的區域占20%，飽和度在30%～60%的占74.5%，大于60%的區域占5.5%。主力層12層平均剩余油飽和度為41.4%，其中剩余油飽和度在30%以下的區域占12.6%，飽和度在30%～60%的占80.7%，大于60%的區域占6.7%。

統計井排間剩余油飽和度分布，油井排間剩余油飽和度最高，油水井排間次之，水井排間剩余油飽和度最低（見表1）。

表1 主力層井排間剩余油飽和度統計

（2）層間剩余油分布。由于儲層巖性和物性的差異以及長期水驅開發不均衡的矛盾，導致層與層之間儲量動用程度存在一定的差異。從層間的剩余油飽和度分析，主力層剩余油飽和度較低，11層平均剩余油飽和度為39%，12層平均剩余油飽和度為41%，而非主力層13和14小層平均剩余油飽和度分別為44%和48%，明顯高于主力層。

從層間采出程度和剩余地質儲量看，主力層油層發育好，采出程度高，11層的采出程度是39.5%，12層的采出程度是39.0%，非主力層13和14小層的采出程度相對較低，分別為35.5%和20.1%。與下部非主力層相比，上部主力層雖然采出程度較高、剩余油飽和度較低，但由于原始地質儲量大，主力層的剩余儲量遠大于非主力層（見表2），主力層仍是下步開采的主陣地。

表2 1砂組各小層剩余地質儲量統計

（3）層內剩余油分布。勝一區沙二段1-3砂組儲集層以正韻律沉積為主，占80%。水淹及剩余油分布也符合正韻律沉積特點：油藏頂部水淹程度較低，剩余油飽和度高。數值模擬結果、密閉取心井取心剖面分析和測井解釋結果[2，3]均顯示，小層內頂部剩余油富集。

統計數值模擬結果，11層頂部剩余油飽和度為43%，底部剩余油飽和度相對較低，僅為35%，差異較大；其中113韻律層平均剩余油飽和度為46%，而韻律層底部水淹嚴重，剩余油飽和度僅為25%。根據取心井4J17取心剖面分析，11層頂部含油飽和度33.2%，底部28.9%，層內剩余油在頂部富集。韻律性測井解釋統計結果，上部剩余油飽和度為49.6%，中部剩余油飽和度為44.3%，下部含油飽和度相對較低，為38.3%。

4 注聚前后剩余油變化規律總結

統計數值模擬模型聚合物驅前后的剩余油變化情況[1-3]。水井間飽和度下降值最大，其次是油水井間，油井間飽和度下降值最小；各小層間剩余油飽和度下降值也存在較大差異，上部主力層剩余油飽和度平均降低8.2%，下部非主力層變化較小，平均降低4.7%，主力層動用程度大于非主力層；與油層頂部相比，底部動用程度較大，小層底部剩余油飽和度平均下降9.8%，而頂部只下降6.4%。因此，對于非均質性比較嚴重的正韻律油藏，聚合物驅后進一步提高上部主力油層頂部的動用程度，對于進一步提高油田總體采收率具有十分重要的作用。

5 總結

（1）聚驅后油藏剩余油分布具有以下特點：平面上普遍分布，層間分布差異較大，層內頂部相對富集。

（2）平面上，油井排間剩余油飽和度最高，油水井排間次之，水井排間剩余油飽和度最低；轉變流線井網調整可在平面上動用更均衡。

（3）與非主力層相比，主力層雖然采出程度較高、剩余油飽和度較低，但由于原始地質儲量大，主力層的剩余儲量遠大于非主力層。分層注聚可減少層間差異，使層間驅替更均衡。

（4）小層內底部水淹嚴重，剩余油在頂部富集。針對平面和層內動用不均衡的特點，需進一步強化平面和層內剩余油動用，實現平面和層內均衡驅替。

［1］韓培慧，趙群，穆爽書，等.聚合物驅后進一步提高采收率途徑的研究［J］.大慶石油地質與開發，2006，25（5）：81-84.

［2］王梅，楊二龍，龍濤，等.應用測井資料研究聚合物驅后剩余油分布［J］.石油鉆采工藝，2007，29（1）：72-75.

［3］葉銀珠，王正波.聚驅后油藏剩余油分布數值模擬［J］.吉林大學學報（地球科學版），2012，42（1）：119-126.

TE357.46

A

1673-5285（2017）12-0067-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.12.017

2017－11-22

張娜，女，2008年畢業于中國石油大學（華東）石油工程專業，從事油藏開發及提高采收率研究工作，郵箱：a371205006@126.com。