探討高含水期油藏剩余油分布特征與挖潛措施

婁立國

摘要：油田經過多年的注水開發，目前已進入高含水開發后。理論測算采收率48%，仍有很大的挖潛空間。本文依托典型高含水斷塊精細地質研究工作，應用數值模擬、密閉取心井總結、新井測井及生產資料分析等分析手段，初步總結出高含水油藏剩余油主控因素及分布特征，并以此為基礎提出了改善開發效果的措施。

關鍵詞：高含水;剩余油分布;控制因素;開發措施

油田進入高含水階段后，由于長期的強注強采，地下油水分布發生了巨大的變化，開采挖潛的對象不再是大片連通的剩余油，而是轉向了剩余油高度分散而又局部相對富集的區域，因此后期的油藏開發管理工作極端重要。在目前嚴峻的經濟條件下，增加油田產量和提高最終采收率是當務之急。而搞清剩余油的分布規律是降低開采成本、增加產量、提高最終采收率的關鍵。油田經過多年的高速開發，地下剩余油在空間上呈高度分散狀態，利用目前較為豐富的動靜態資料結合精細油藏描述技術進行剩余油分布規律的分析研究，以指導今后的油藏挖潛顯得更為必要和迫切。本文利用油田近幾年來的新井測井資料、動態監測以及生產等各種動靜態資料，對目前高含水期的剩余油影響因素及分布規律進行了分析和探討，為油田擴大注水波及體積，提高儲量的動用程度提供了挖潛方向。

1、高含水油藏剩余油分布控制因素

（1）平面剩余油主控因素及分布特征

①內部低序級斷層是控制平面剩余油分布的主要因紊 ，在斷層遮擋作用下，斷層附近 、斷層夾角等水驅控制程度差的地區剩余油較富集。以某塊為例 ，2009年通過精細地質研究發現在斷塊腰部有一條落差僅2米左右的微斷層存在。數模結果顯示受微斷層遮擋，斷層東北部地區注水不受效，儲量動用程度差，剩余油較富集。新井生產情況進一步驗證了微斷層的控油作用。

②地層傾角控制斷塊油藏平面剩余油分布。整裝油藏儲層較平緩傾角小 ，一般僅1—2，斷塊油藏地層傾角一般為5-15，部分斷塊20以上。地層傾角較大時，受重力作用，構造低部位形成水驅優勢通道，水驅波及程度高，水淹程度高，構造高部位非優勢通道區域水驅波及范圍小，加之油氣向上運移 ，構造高部位剩余油較富集。數模各小層剩余含油飽和度圖顯示各層構造高部位剩余油富集程度均高于構造腰部及低部位。

③對于邊底水能量較強的塊狀厚層，油藏平面剩余油主要受儲層韻律性控制。正韻律厚層底部水竄嚴重，注入水形成無功循環，油層頂部無論是構造高部位還是低部位，剩余油均較富集，底部水淹嚴重。數值模擬顯示正韻律油層頂部剩余油整體富集，密閉取心井資料顯示頂部仍有38。3%的厚度驅油效率低于40%，進一步驗證了正韻律層構造腰部及低部位油層頂部剩余油仍較富集。反韻律厚油層邊緣注水時，水線推進均勻，邊內注水時，水線舌進嚴重。構造高部位新鉆井資料驗證了該規律，在高部位停產井已高含水停產的情況下，高部位及高含水井間滯留區仍然有2—5米的油層存在，而此時構造腰部及低部位已高度水淹，密閉取心井顯示水洗及強水洗。

④對于邊底水能量較弱的層狀薄層，油藏平面剩余油主要受井網形式控制。注入水受井距、產液強度、平面非均質性等因素影響，沿壓降較大的優勢通道水淹嚴重，非優勢通道滯留區剩余油較富集。非注水主流線位置，測井曲線顯示水淹嚴重，而低部位井位于注水非優勢通道位置，測井解釋為純油層，補孔生產綜合含水僅28。9% 說明構造相對低部位非優勢通道區仍有剩余油富集，水井排非主流線的井間滯留區剩余油較富集 。

（2）縱向剩余油主控因素及分布特征

油藏的復雜性主要表現在平面斷層發育，縱向上的差異大。

①層間剩余油主控因素及分布特征。

控制層間剩余油分布的最根本因索仍然是地層系數kh值差異，高kh值層驅油效率高，剩余含油飽和度低，低kh層驅油效率低，剩余油較富集，但是由于油藏縱向小層多，層間非均質性生強，因此高含水階段層間驅油效率相差倍數更大。統計含水級別在92%-95%的油藏密閉取心井資料，油藏驅油效率相差倍數在2.13-2.43之間，平均2.28，如整裝油藏層間驅油效率相差倍數在1.14-1.54之間，平均1.33，斷塊油藏層間驅油效率相差倍數較整裝油藏明顯偏大。密閉取心井資料顯示了同樣規律，大部分儲層為高滲厚層，kh值高，驅油效率高，微觀剩余油呈珠狀分布于粒間孔隙中，剩余含油飽和度低，一般在20-40%之間;大部分儲層為低滲薄層，kh值低，驅油效率低，微觀剩余油呈浸染狀分布于泥質雜基中，剩余含油飽和度高，一般在40%以上。

②層內剩余油主控因素及分布特征。層內剩余油分布主要受層內韻律性的控制：a、正韻律層下部物性好，滲透率高，注入水沿底部高滲條帶水竄，油層底部水淹嚴重 ，頂部水淹相對較輕，剩余油較富集。b、反韻律層剩余油富集部位和富集程度受非均質性強弱的影響。非均質性較弱（級差較小）的反韻律油層，重力分異作用滲透率差異和重力分異產生作用相當時，驅替過程相對均勻，層內水淹較均勻。隨著非均質性進一步加強，重力分異作用弱于滲透率差異產生作用時，層內水淹方式轉化為頂部水淹，剩余油轉化為底部富集。c、復合韻律層，儲層非均質控制剩余油的分布，呈多段式，高滲層段水淹嚴重，層內水洗程度高。

2高含水期改善開發效果的措施

由于注水開發油田油層嚴重非均質性和受注采井網、注水方式、開采歷史等諸多因素影響，必然造成油層在平面上水淹程度及縱向上水淹狀況的不同，剩余油分布具有一定的差異。

（1）改變液流方向擴大注入水波及體積。通過改變液流方向在油層中造成新的壓力場，引起油、水滲流方向改變，使注入水進入波及較差地區，從而使動用較差的剩余油相對富集區的原油推向井底而被采出，達到擴大注水面積和波及系數，改善注水驅油效果的目的。對于基礎井網長期停注層恢復注水，同時停注其周圍相應注水井，使液流方向改變 ，擴大了注入水波及體積。

（2）開展大面積周期注水。加大周期注水的力度，重點選擇含水較高、油層性質較好的二、三類厚油層進行周期注水。對于平面上的剩余油，主要開展周期注水和平面調整，對于頂部的剩余油，從補孔、壓裂等優化措拖人手。

（3）在細分韻律層的基礎上 ，建立韻律層井網，提高水驅動用狀況，增加水驅控制程度。對于復雜斷塊油藏，在精細構造研究的基礎上，按照整體考慮、上下兼顧的原則，采取滾動調整、跟蹤研究的實施辦法，提高鉆遇成功率，取得較好調整效果。

3結論

高含水期剩余油的形成主要與注采對應關系、大孔道、累積注入倍數、構造、儲層、開發工程及油藏管理等因素有較大關系。平面上動態注采對應差、受井間滲流特征及大孔道等影響的滯留區、繞流區、起伏較大的微構造高部位。另外對油層的認識以及井網因素未發現的剩余油也是一個不容忽視的潛力。

開發措施：（1）改變液流方向是擴大注水波及體積的有效途徑。（2）挖掘油層內部剩余油是水驅穩產的保證。（3）應用精細地質研究成果是提高措施方案符合率的關鍵。（4）應用各種剩余油挖潛技術和水動力學采油方法，擴大注水波及體積和提高中弱水洗部位的水驅程度，仍然可以改善水驅開發效果。

參考文獻：

[1]李陽.儲層流動單元模式及剩余油分布規律[J].石油學報，2003，24（3）52～55.