中高含水弧狀油藏流場改變的水驅技術研究

王全貴

（中國石油化工股份有限公司江蘇油田分公司試采一廠，江蘇江都 225265）

1 存在的主要問題

江蘇復雜斷塊油藏開發中后期主要存在以下問題：（1）復雜斷塊油藏平面井網完善難度大、縱向上逐層上返，高含水期水驅不充分，采收率低于中石化同類油藏平均水平；（2）剩余油挖潛物質基礎好，但剩余油高度分散，井網加密和層系細分調整等目前主要提高采收率技術逐漸不能滿足開發需要；（3）“以網驅油”是實現高度分散剩余油挖潛的經濟有效方法，但三角形非常規井網水驅控制程度定量評價、剩余油分布模式以及流場轉換方式等油藏工程問題無現成經驗借鑒[1-3]。

2 研究思路及依托情況

利用油藏精細描述建立的地質模型，應用數模開展了典型油藏真11E2s14+5的剩余油分布規律研究。根據剩余油分布潛力及流場分布特征，按照“扶弱控強、弱點強面”的流場調整思路，結合流場變換的主要技術，形成了變流場開發調整方案。

3 弧狀油藏真11E2s14+5

3.1 油藏開發概況

真11 塊E2s14+5層系疊合含油面積0.65 km2，地質儲量為123.9×104t。儲層為中高滲儲層，平均孔隙度為24.2 %；原油性質較好，地面原油密度在0.833 7 g/cm3～0.885 6 g/cm3，地面原油黏度在4.7 mPa·s～18.2 mPa·s。

真11 塊E2s14+5層系于1975 年6 月投入開發，其開發歷程經歷了試采、注采完善穩產、產量遞減和治理挖潛四個階段。截止2014 年底，投入注水開發儲量114.4×104t，共有油水井12 口，其中采油井8 口，開井8口，日產液94.8 t，日產油水平12.1 t，綜合含水87.1 %，采油速度0.36 %，累產油47.436 6×104t，階段采出程度38.29 %；注水井4 口，開井3 口，日注水平59.3 m3，累注水183.6×104m3，月注采比0.92，累注采比0.84。

3.1.1 剩余油分布規律 應用建立地質模型，在儲量擬合和生產動態歷史擬合的基礎上，得到了各含油砂體的剩余油飽和度分布圖，根據剩余油分布圖，總結了平面和縱向上剩余油分布規律。

3.1.1.1 平面單砂體剩余油分布特征

E2s14-2砂體：天然能量較充足，受邊水和注入水推進影響，整體水淹較嚴重。從剩余油飽和度值看，平面水淹受構造、物性、注采井網影響較大，未水淹和弱水淹面積很小，主要位于斷層邊部和微構造高點處。

E2s14-6砂體：天然能量充足，主要依靠天然能量開發。從剩余油飽和度值看，未水淹和弱水淹面積很小，主要位于斷層邊部和微構造高點處；中水淹層主要位于S61、Z77、Z78 井區附近。

E2s14-9砂體：砂體厚度較大，本次根據內部夾層分布，將模擬層細分為2 層。從剩余油飽和度看，上部儲層物性較差，受儲層物性影響，水淹程度相對弱，平均含油飽和度較高。未水淹和弱水淹主要位于斷層邊部和Z11-6、CZ78、Z113 井區；中水淹層主要位于北部、南部物性相對較差區。下部未水淹和弱水淹主要位于斷層邊部和南邊部物性較差區域；中水淹層主要位于Z38、Z26-1 井區。

表1 真11E2s14+5 層系各砂體儲量動用狀況

E2s15-3砂體：含油面積小，從剩余油飽和度值看，受邊水和注入水推進影響，未水淹和弱水淹主要位于斷層邊部和Z131 井物性較差及巖性變化區域；中水淹層主要位于Z121-1、Z121-2 井區。

E2s15-4砂體：平面水淹規律與E2s15-3砂體類似。

3.1.2 縱向水淹與剩余油分布特征 各砂體采出程度模擬結果（見表1），由于儲層物性的差異性，各小層儲量動用狀況不一。E2s14-2砂體儲層物性較好，采出程度較高，采出程度達到43.59 %；其次為E2s14-6砂體，采出程度43.10%；再其次為E2s14-9砂體，采出程度39.04 %；E2s15-3砂體和E2s15-4砂體動用狀況中等，采出程度分別為38.74 %和26.48 %。從剩余可動油潛力及規?？?，縱向上主要集中于E2s15-3、E2s15-4和E2s14-9砂體，其他砂體剩余可動油潛力相對較小。

3.2 流場變換對策

根據剩余油分布規律，剩余油相對較集中的區域水淹程度較輕、流場強度較弱；剩余油分布相對較差的區域主要集中在油藏構造低部位及注采井主流線附近。結合平面上與縱向上流場及剩余油分布狀況，確定了以流場變換為主的調整思路及具體方案。

調整思路：以完善注采井網、增加油井水驅方向為主，將能量相對較差、剩余油相對集中的E2s14-9、E2s15-3、E2s15-4砂體重組為一套注采井網，兼顧其他局部相對富集砂體的挖潛。通過增加水驅方向及挖潛措施相結合，平面和縱向上的流場調整來改善開發效果。

具體對策：E2s14-9、E2s15-3、E2s15-4砂體配套完善井網，增加油井水驅方向。轉注內部高含水井真11-11，大修恢復低部位真121-1 井注水，補開低部位真141 井注水，形成內部及邊部相結合注水。注水井真137 井附近E2s14-2、E2s14-5砂體由于平面物性影響水淹程度較弱、剩余油相對富集，轉采；真11-8 井補層電性較高，局部儲量未動用合采E2s14-1砂體；真139 井大段合采，目前處于高含水低產，根據剩余油分布，E2s14-9、E2s15-3砂體動用程度差，可卡堵水挖掘斷層附近剩余油。真11-8 東北局部不完善，可利用側真186 井側鉆，根據鉆遇情況，先采后注。流場變換具體工作量（見表2）。

表2 真11E2s14+5 層系開發調整挖潛工作量統計表

達到提高水驅波及系數和驅油效率，實現改善油藏水驅和提高采收率的雙重目的。

4 應用效果評價

根據中高含水油藏流場變換技術對策研究，結合剩余油分布特點，在真武、沙埝油田中高含水油藏重點采取了改變初始井網和改變油水井工作制度為主的流場調整應用。通過單一和組合應用流場調整技術，實現了流場強弱的轉換，有效挖掘了油藏剩余油潛力，取得了良好效果。

真11E2s14+5實施層系井網重組及弱勢流場剩余油挖潛，開發效果大幅改善。重點開展了真11-11 轉注、真141 補層注水，真139 井卡堵水層系歸位；下層系潛力較小的注水井真137 井轉采E2s14-2、E2s14-5電測水層，驗證剩余油認識；真11-8 挖潛E2s14-1局部未動用剩余油和實施側真186 井的側鉆。

通過井網重組及剩余油挖潛，真11E2s14+5開發效果明顯改善。單井措施挖潛見到了明顯效果，單元日產油由2014 年底的11.9 t 上升到2017 年7 月的36.1 t，綜合含水由87.4 %下降至82.2 %。根據水驅特征曲線、童氏圖版測算，預計調整后采收率可達52.6 %，比標定的48 %提高4.6 %。