鎮北油田鎮277井區水驅特征及剩余油研究

吳澤民，劉一倉，王聯國，侯長冰，康永梅

（1.西北大學石油與天然氣工程學院，陜西西安 710075；2.中國石油長慶油田分公司第十一采油廠，陜西西安 710018）

在油田開發過程中，部分區塊因油管腐蝕導致采油井無法正常生產，隨著腐蝕段的加劇無有效的隔采坐封位置，導致采油井附近剩余油富集[1，2]，在開展油藏水驅規律研究的基礎上，精細刻畫剩余油展布，部署更新、側鉆井，實現儲量逐步動用。本文從儲層微觀特征，油水井開發規律入手，應用微觀驅替實驗、示蹤劑、水驅前緣等動態監測資料成果，結合油水井生產資料，運用容積法，對鎮北油田鎮277區延10油藏水驅規律及剩余油分布特征進行研究，為部署更新、側鉆井提供依據，提高區塊采收率。

1 區域地質背景

鎮北油田鎮277井區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西南部（見圖1），研究區由于三疊紀末的印支運動使盆地整體抬升，延長組頂部遭受強烈風化及河流侵蝕等地質作用，形成溝壑縱橫、丘陵起伏的古地貌景觀，從而繼承性地沉積和發育延10油藏，受構造控制，2009年開始建產，以260 m×260 m正方形反九點井網注水開發，主要開發延102層，平均砂層厚度6.4 m，平均滲透率為5.5 mD，平均孔隙度為13.6%，屬于中孔特低滲儲集層。

2 套損現狀

鎮277區受采出水高礦化度影響，腐蝕嚴重。目前全區開井365口，套損油井113口，占采油井總井數30.9%，從工程測井顯示套損井74口，整體呈現出多處穿孔特征。

通過對74口工測資料對比分析，發現隨生產時間增加，井筒腐蝕加劇，穿孔段數逐年增加，隔采恢復率逐年降低，其中套損后生產5年以上井，平均隔采4.0次，產能恢復率僅11.2%，穿孔段數16處以上的10口井，產能恢復率僅12.2%。研究區套損井平均隔采周期4.1年，平均單井隔采2.3次，產能恢復率僅23.7%，套損井單井采出程度僅11.6%，平均采油半徑76 m，導致注采井網失衡，井間剩余油富集，區域儲量失控110×104t（見圖2～圖5，表1）。

3 儲層微觀剩余油分布特征

3.1 微觀滲流特征

砂巖微觀水驅油模型是利用微觀砂巖薄片模型進行水驅油實驗，模擬礦場注水開發過程。該實驗巖樣可反映研究區儲集層物性、含油性和巖石學特征，包括礦物成分和填隙物組成及儲集層微觀孔隙結構和滲流特征，此過程是模擬注水開發過程，對樣品進行水驅油，至殘余油飽和度，觀察巖樣驅替過程中油水兩相滲流特征及其相互影響，分析實驗現象并為礦場注水開發提供指導[3，4]。

圖1 研究區位置圖

圖2 鎮277區歷年套損井柱狀圖

圖3 鎮277區分套損年限治理效果圖

圖4 鎮268-2井穿孔段（1 748.8 m～1 760.4 m）

表1 套損井儲量采出程度及采油半徑統計表

通過實驗觀察孔隙網絡中油驅水滲流特征有三種：指狀驅替型、網狀驅替型和均勻驅替型。指狀驅替型是油驅水開始后，油進入模型十分不均勻，主要沿幾條阻力較小的路徑前進較快，形成突進滲流通道，呈指狀。均勻驅替型是指在油驅水過程中，往往并排形成多條滲流通道，且近平行向前推進，均勻進入模型中。網狀油驅水過程是油的前緣成網狀突進，突破后在后緣形成網狀油驅水通道，隨著驅替的進行，網格逐漸變小、變密。

通過11個真實砂巖模型實驗結果來看，區域均勻驅替最高，其次為網狀驅替，指狀驅替最低。這與本區延10儲層孔喉分選中等的特征相一致（見表2，圖6）。

3.2 儲層殘余油形態

鎮277區弱親水、中低黏度、弱非均質性，通過分析儲層電鏡掃描，研究區延10段儲層微觀殘余油類型以油膜狀、串珠狀為主。其中儲層非均質性強剩余油較富集，局部因有效壓力系統不完善造成剩余油富集（見圖 7）。

4 水驅規律

4.1 見水類型及特征

目前鎮277區含水≥60%井151口，占總井數的44.2%；見水類型。其中套破102口、見注入水26口、見地層水23口。見水特征以孔隙型見水為主，見水方向吸水能力與滲透率呈正相關，結合微觀水驅特征[5-8]，應用示蹤劑、水驅前緣等測試結果，確定區塊無明顯優勢通道，整體水驅均勻，局部沿河道主向存在優勢方向（見圖 8～圖 11）。

表2 鎮277區油水驅替類型與最終含油飽和度關系

圖6 鎮北油田鎮277區延10段儲層滲流特征

圖7 鎮北油田鎮277區延102段儲層殘余油

4.2 水驅半徑

（1）水驅半徑測算（見表3）。鎮277區屬于均質-弱非均質儲層，微觀上水驅呈網狀分布，宏觀結合動態監測資料，平面上水驅無優勢見水方向，分析該區為平面上水驅均勻，根據水驅理論公式，計算水驅半徑，結合見水情況、注水優勢方向對系數k取值，依據公式理論測算水驅半徑90 m～150 m。

公式：k-注水優勢方向系數；V-累計注水量；r-水驅波及半徑；h-有效厚度；φ-體積系數。

（2）長8疊合井驗證分析。該區2017-2018年完鉆34口長8疊合井，其中鎮277-5井組應用水驅估算法，鎮322-54井距離該井110 m，應用水驅半徑測算120 m，分析注水已波及，結合電測曲線鎮322-54井延10層存在明顯爬坡形態。鎮321-54井距離該井233 m，應用水驅半徑測算108 m，分析注水未波及，結合電測曲線鎮321-54井延10層無明顯變化，通過對34口長8鉆穿井延10層與老井的電測曲線和電性參數對比，進一步驗證容積法測算水驅半徑符合鎮277區水驅現狀，延10層平均水驅半徑≤130 m（見圖12～圖14，表4）。

5 剩余油分布

圖8 鎮277區見水方向示意圖

圖9 鎮277區延10油藏滲透率分布圖

圖10 鎮277區含水分級餅狀圖

圖11 鎮275-5水驅前緣示意圖

表3 鎮101-297等井組水驅半徑計算表

在精細油藏描述的基礎上，運用容積法測算注水水驅半徑，采油井的采油半徑，精細刻畫剩余油分布。平面上水驅未波及的角井區域剩余油較富集，綜合分析鎮277區套損井采出程度較低11.6%，剩余油相對富集，有較好的實施潛力。當年完鉆更新井22口，完試21口，投產21口，平均投產初期單井日產油2.0 t，含水44.3%，目前單井日產油1.0 t，含水47.6%，整體實施效果好。

圖12 鎮277-5井延10測井解釋圖

圖13 鎮322-54井延10測井解釋圖

表4 鎮277區長8產建井延102物性對比表

圖14 鎮321-54井延10測井解釋圖

6 結論

（1）鎮277區套損井平均單井采出程度僅11.6%，采油半徑76 m，導致注采井網失衡，井間剩余油富集，區域儲量失控。

（2）通過建立微觀砂巖水驅模型，微觀驅替方式以均勻驅替為主，其次為網狀驅替，指狀驅替最低，與本區延10儲層孔喉分選中等的特征相一致。

（3）應用示蹤劑、水驅前緣等測試結果，確定區塊無明顯優勢通道，整體水驅均勻，局部沿河道主向存在優勢方向，平均水驅半徑≤130 m。

（4）通過刻畫剩余油分布狀況，顯示水驅未波及的角井區域剩余油較富集，綜合分析鎮277區套損井采出程度較低15%，剩余油相對富集，有較好的實施潛力。