姬塬油田老區剩余油挖潛技術對策研究

王新星，張青鋒

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200）

姬塬油田自2002 年投入開發以來，經歷18 年的注水開發，目前可采儲量采出程度35.7 %，整體采出程度較低。但部分區塊如黃9、耿19 長2 等區塊，為姬塬油田最早開發的淺層油藏，時間長，采出程度高，平均達到76.8 %。隨著開發時間的延長、采出程度的增大及剖面矛盾的加劇，油藏含水上升速度加快，水驅狀況日益復雜，剩余油分布特征日趨復雜。

1 剩余油主控因素研究

剩余油是指油藏在某個階段開采之后，仍保留在地下巖石孔隙中，通過一定的技術措施可以開采出的原油[1，2]。姬塬油田經過二次采油之后，部分油藏已處于中高含水，油層水淹普遍且情況較為復雜，加之多為超低滲透油藏，開發難度逐漸加大。為提高油藏的最終采收率，研究剩余油的主控因素顯得尤為重要。

地質因素和開發因素是剩余油分布的主控因素。地質因素主要是指地質結構的不同會影響到剩余油的分布狀態，剩余油的縱向分布主要受沉積韻律層的滲透性的差異，相對較厚的油層，頂端是剩余油集中的地區。開發方式選擇的差異性也會造成剩余油分布的不同，而且剩余油的分布會隨著開發階段的不同而分布不同，是個動態變化的過程[3]。

1.1 地質因素

1.1.1 沉積微相 沉積微相是剩余油分布最根本的控制因素，它在平面上的差異對剩余油的形成與分布有較大的控制作用。沉積微相可以為剩余油的分布提供一定的場所，是剩余油分布的物質基礎，而砂體的類型及規模的形成與微相類型和相帶的側向變遷也有很大的關系，沉積微相控制儲層展布，儲層物性影響水驅油效率，水驅油效率直接影響剩余油分布。最終體現的結果是油水的差異運動及剩余油的差異分布[1]。

姬塬油田主要發育辮狀河三角洲前緣沉積，其河道剩余油主要受河道內部夾層影響。單一辮狀河道中心物性好于河道側翼，往往導致河道側翼受效程度低，剩余油富集。

1.1.2 構造及隔夾層 油層的頂面構造也不同程度的影響油水的運動規律。姬塬油田局部小幅度的微構造發育，其對油水的相對運動也有一定的影響作用。注入水首先向構造低部位滲流，當其水淹程度增大到一定程度，由于原油密度小于水的密度，注入水向鄰近局部低點運移，出現高水淹，油井含水率升高，二原油向高部位運移，該部位含水基本穩定，且油井產量較高。油層頂面構造形態的不同引起剩余油在空間的分布差異。

受巖性、構造雙重控制的侏羅系邊底水油藏，隨著開發時間的延長，油水界面逐漸抬升，局部構造高點受注水影響小，驅替效果較差，剩余油潛力大；同時，隔夾層對流體滲流具遮擋作用，注水和邊底水波及不充分時，容易在隔夾層上下部位形成剩余油富集區。

1.1.3 儲層非均質性 儲層非均質性受構造變化、成巖作用、沉積特征等因素影響，對剩余油富集影響較大。沉積微相控制砂體韻律結構，韻律結構影響儲層物性差異，物性差異直接導致地層流體的相對滲流，油氣運移規律與微相砂體的類型密切相關，最終導致剩余油相對富集部位的差異。由于儲層的非均質性，注入水首先沿著物性好的通道滲流，水淹程度高則具有良好的驅油效率，最終導致剩余油的差異分布[4]。

平面非均質性，受平面物性差異影響，水洗區未波及到區域剩余油富集；剖面非均質性，層間與注水開發期關系較大，層內非均質性對剩余油的控制主要體現在夾層與砂體韻律性。另外，夾層造成砂體注采不對應，夾層遮擋部位具有一定剩余油潛力。

1.2 開發因素

1.2.1 注采井網不完善 注采系統不完善或不合理，會直接導致原油開發不徹底，具體表現如有注無采或有采無注等現象，并形成剩余油。有采無注現象將導致地層能量持續虧空，原油的油氣滲流通道可能發生變化成為非有效通道，有效油氣滲流通道逐漸減小，最終成為死孔或死喉道，內部的油氣無法運移出來，成為剩余油。有注無采現象導致地下原油無法得到有效動用，仍儲存于地下成為剩余油。

姬塬油田目前均為注水開發油藏，局部注采井網不完善導致井網控制程度低，平面采液不均，水驅油效率較低，容易形成平面剩余油富集區。如黃57 長8、黃292 等油藏邊部有采無注井組，易形成局部“ 死油”區，形成剩余油。

1.2.2 邊底水推進 侏羅系邊底水發育油藏，地層能量充足，受邊底水推進影響，邊水區水淹、底水錐進造成井間剩余油富集。以黃159 延5 油藏為例，該區底水厚度大，受采液強度大影響，底水錐進，油井含水上升快，油藏邊部水淹程度較高。黃3 長6 區塊深層過路井成28-10 延5 層油層發育，取心顯示較好。分析認為底水錐進造成油藏中部高構造區剩余油富集。

1.2.3 水驅不均 平面上單方向裂縫見水區，側向水驅波及范圍有限，有效壓力驅替系統建立困難，剩余油主要以窄條帶狀分布在裂縫線側向。

受儲層平面非均質性影響，剖面水驅動用不均逐漸加劇，水線沿高滲帶突進，導致油層動用程度低，垂向上剩余油呈“ 互層式”分布。

以耿19 長2 區塊為例，該區2003 年投入開發，為姬塬油田開發時間最早、開發效果最好的長2 油藏，通過油藏注入剖面、剩余油測試以及油藏剖面對比分析來看，受剖面儲層滲透性差異的影響，注入端沿高滲帶突進，采出端縱向上水洗程度差異較大（見圖1）。通過區塊10 口井剩余油監測顯示，弱水淹層占比53.7 %，表明縱向剩余油相對富集。

圖1 耿19 區水淹段厚度占比圖

1.2.4 驅替系統難建立 三疊系部分油藏或油藏局部由于儲層物性差，壓力驅替系統難建立，造成注入端注不進，采出端采不出，剩余油富集但難動用。黃117 長8 油藏區塊物性差，平均滲透率僅0.15 mD，注水開發近9 年，區塊地層壓力保持水平低只有67.5 %，單井產能低不足1.0 t，地質儲量采出程度1.21 %，采油速度僅0.11 %。區塊剩余油富集，但有效動用難度較大。

1.2.5 工程原因 隨著開發時間的延長，部分井由于套管損傷、大修難度大等原因，造成局部井網失控，剩余儲量難以動用，造成剩余油富集。

油藏在長期高壓注水后，由于頻繁進行井下作業，導致油水井的套管經常被損壞，隨著開發時間的延長，油水井套管的壽命幾乎處于報廢狀態。部分油藏進入高含水開發階段后，套管損壞進一步加劇，造成油水井待大修停井，局部井網失控，控制儲量得不到有效動用，形成局部剩余油富集。

2 剩余油挖潛對策研究

通過對形成剩余油主控因素的分析研究，針對不同類型油藏剩余油形成及分布規律，對近年來剩余油挖潛的對策進行分析評價，尋求經濟有效可推廣的剩余油挖潛技術。

2.1 低滲透-特低滲透油藏

2.1.1 提高射孔程度 針對侏羅系、長1 油藏部分注水井因射孔程度低導致水驅動用程度低，水驅效率偏低的問題，開展水井提高射孔程度，進而提高水驅動用程度，促進油井見效。

2017-2019 年在沙106、耿155 等區塊共實施34口，可對比井21 口，其中14 口井措施效果較好，整體表現在吸水形態改善、吸水厚度增大、水驅動用程度增大。如沙106 區塊塬42-97 井，措施前弱吸水，吸水厚度1.9 m，水驅儲量動用程度15.1 %，提高射孔程度后，剖面測試顯示整體吸水均勻，吸水厚度8.0 m，水驅儲量動用程度達到63.6 %，剖面改善效果顯著。

2.1.2 堵底水 針對侏羅系油藏邊底水發育，地層能量充足，高采液強度導致底水錐進速度加快，油井過早見水，但側翼剩余油仍富集。

近兩年來，在侏羅系油藏優選初期產量高，采出程度低，見水時間較短的油井，實施選擇性化學堵底水試驗6 口，液量及含水沒有明顯下降的趨勢，整體效果不明顯（見表1）。

2.1.3 老井側鉆 侏羅系底水錐進、套破區井間、三疊系裂縫水線側向及待大修井網失控區剩余油富集，受地形、外協等客觀因素影響，近年來在沙106、黃159等區塊開展老井側鉆試驗59 口，盤活地質儲量260×104t。目前開井54 口，初期單井產能1.63 t，目前井均日產1.39 t，整體試驗效果較好（見表2）。

2.1.4 單砂體補孔 在單砂體刻畫的基礎上，進一步認識注采小層連通關系，開展單砂體補孔，進行層內挖潛，提高小層剩余油動用。2019 年實施單砂體補孔21口，平均日增油0.6 t。耿19 長2 區鹽57-37 井，單砂體刻畫后認為縱向上油層動用不徹底，剩余油富集，通過單砂體補孔后，日增油0.9 t，挖潛效果較好。

2.2 超低滲透油藏

2.2.1 線性注水 超低滲透油藏整體采出程度較低，部分區域受裂縫見水影響，裂縫側向剩余油不能有效動用，開展見水井轉注，形成線性注水，側向形成驅替，促進油井見效。

黃57 長8 油藏單方向見水井較多，油井見水后治理難度大，造成油井周圍儲量難以動用，剩余油富集。通過實施單方向見水井轉注，形成局部線性注水，形成排狀驅替。區塊共轉注15 口，側向油井見效率34.0%，有效提高側向剩余油動用。

2.2.2 加密調整 針對部分油藏局部水驅矛盾突出、驅替系統難建立的問題，以“ 改善水驅、建立驅替”為目的，開展井網加密調整，提高區域采收率。

2017 年以來，在羅1、耿60 等區塊開展加密試驗，分區實施效果差異較大，羅1 加密效果逐年變好，黃117 加密效果未達到預期，加密井網井型及改造方式需進一步優化。

3 結論與認識

通過剩余油主控因素的研究，以及對近年來不同類型油藏開展的剩余油挖潛對策分析評價，得出以下結論及認識：

表1 2018-2019 年侏羅系油藏堵底水井效果對比

表2 2017-2019 年分區加密井實施效果統計表

（1）地質因素是影響剩余油形成與分布的內因，開發因素是影響剩余油分布的外因，在兩者的綜合作用下，剩余油呈多樣化分布。

（2）侏羅系邊底水油藏，采液強度過大，會加快邊水內推、底水錐進速度，導致含水上升，造成井間剩余油富集。

（3）裂縫見水區，剩余油主要以窄條帶狀分布在裂縫線側向；剖面水驅動用不均，垂向剩余油主要呈“ 互層式”分布。

（4）侏羅系底水側翼井間、三疊系水線側向和套破及待大修區剩余油相對富集，實施老井側鉆可有效挖掘區域剩余油。

（5）井網加密調整可有效建立驅替系統，提高油藏采收率，但加密井網及井型需根據剩余油分布合理優化。