基于剩余油分類評價的矢量調整對策研究

李 蕾，周繼龍，王 芳，方 越，胡 榮

(1.中國石油化工股份有限公司河南油田分公司 勘探開發研究院，河南 南陽 473132；2.河南省提高石油采收率重點實驗室，河南 南陽 473132)

中國東部老油田相繼進入特高含水開發后期，受地質因素和開發因素的影響，剩余油的分布呈“整體高度分散、局部相對富集”狀態[1-3]，動用難度日益增大。以雙河南塊的437塊Ⅲ單元為例，自1977年開發以來，先后經歷7次井網調整階段，截止到2020年底，該區塊綜合含水97.24%，采出程度46.21%。目前油田開發中存在的主要問題為:①特高含水期油藏剩余油呈“普遍分布、局部富集”的分布特征，準確識別并刻畫剩余油富集區難度大。②長期注水導致儲層物性較好部位動用程度高，且這些區域形成水流優勢通道，造成注水無效循環，利用率低。③因特高含水期關井、返層及套管技術故障等原因造成注采井網失調，目前井網對剩余儲量控制程度下降。針對以上問題，需要厘清油藏不同部位的驅替狀況，確定剩余油局部富集區，提出有針對性的開發調整對策，完善注采井網，改善開發效果。

關于剩余油的分布特征及其分類非常復雜，馬艷等[4]從物性、井網的角度論述了剩余油的平面、層間、層內的分布特征；李本軻[5]以成藏機理為依托，總結出剩余油再富集區分布模式；張霞等[6]考慮了沉積微相、非均質性、斷層及井網等多個因素對平面和縱向上剩余油分布特征的影響。但均未對剩余油進行量化分類，開發調整對策針對性不足。為此，該研究利用數值模擬方法建立了量化指標對剩余油進行分類評價，在此基礎上針對不同類型的剩余油提出了不同的矢量注采調整對策，取得了較好的開發效果，可為其他類似油田的深度開發提供參考。

1 剩余油分布特征及分類評價

1.1 剩余油分布特征

注水開發后期油藏，剩余油由于構造、儲層、油層等地質非均質性的影響，分布相對零散；另外，受井網、注采關系等動態調整的影響，剩余油會發生再次運移形成新的聚集區。因此需要深入研究剩余油的分布規律，為分類型評價剩余油、矢量化注采調整提供依據。常規油藏工程方法只能定性分析剩余油分布特征，但油藏數值模擬可以通過網格化油藏，實現剩余油分布的定量化描述[7-11]。

該研究在地質研究成果的基礎上，應用Petrel建立該區三維地質模型，在孔隙度、滲透率、含油飽和度和凈毛比模型基礎上，對雙河油田南塊的原始地質儲量進行了擬合計算。該層系原始地質儲量229.2×104t，擬合儲量為227.2×104t，擬合誤差為-0.86%，說明所建立的地質模型與油藏情況基本符合，這表明Petrel建立的地質模型與油藏實際情況相符合，可以用于數值模擬進行歷史擬合和剩余油分布特征預測。采用Eclipse軟件進行油藏數值模擬研究，依據區塊的實際情況，平面上網格步長設置為25 m×25 m，縱向上細分到單層，雙河南塊共劃分為11個含油單層，單層之間為穩定的泥巖夾層，這樣單層和泥巖夾層作為垂向模擬層，共計21層。在水驅歷史擬合過程中，共擬合油水井62口，其中擬合程度較好的51口，擬合率達82%，滿足了后續研究剩余油分布特征的需要。應用數值模擬對雙河南塊的437塊Ⅲ單元剩余油分布特征進行研究，結果如下：

1)65.45%的剩余儲量分布在含水大于95%的區域內。根據數模結果，含水大于95%的強水淹區剩余儲量為63.06×104t，其在全部剩余儲量中占比65.45%。含水小于90%的剩余儲量為13.24×104t，占全部剩余儲量的13.74%，主要分布在油砂體邊角部位及上傾區。雙河油田437塊Ⅲ油組不同含水級別剩余儲量分布如圖1所示。

圖1 雙河油田437塊Ⅲ油組不同含水級別剩余儲量分布圖

2)主力層主體部位剩余油飽和度低，但剩余油量豐度較高。根據數模計算結果分析，主力層主體部位動用程度較高，注采井網局部不完善形成的剩余油呈斑塊狀、條帶狀零散分布在中、強水淹區內，剩余油飽和度相對較低，但由于油層厚度大，剩余油量豐度相對較高。如437塊Ⅲ11層H2301-J3118井區位于雙河南塊主力層的主體部位，儲層物性較好，有效厚度較大，注入水易沿著該井區流動，造成該井區采出程度高，剩余油飽和度僅為38%～45%，但剩余油量豐度受有效厚度的影響高達(15～29)×104t/km2，如圖2和圖3所示。

圖2 437塊Ⅲ11層剩余油飽和度分布圖

圖3 437塊Ⅲ11層剩余油儲量豐度分布圖

3)油砂體邊角部位及非主力層剩余油富集，但剩余油儲量豐度較低。由于邊角部位位于砂體尖滅地帶，儲層物性較差，吸水和產液能力均較差，而且邊角部位形態復雜，井網控制程度低，容易形成剩余油富集區；非主力層井網控制程度低，動用程度相應較低，使這些局部區域目前含油飽和度較高，但邊角部位及非主力層砂體厚度較薄，剩余油儲量豐度較低。如437塊Ⅲ24層448×2-T3101井區位于低滲透部位、井網不完善區，該區域儲層物性差、水驅控制程度低，剩余油相對富集，含油飽和度達40%～54%，但有效厚度小，剩余油儲量豐度僅為(10～14)×104t/km2，如圖4和圖5所示。

圖4 437塊Ⅲ24層剩余油飽和度分布圖

圖5 437塊Ⅲ24層剩余油儲量豐度分布圖

1.2 剩余油分類評價

前人研究認為剩余油的顯著差異主要表現在分布區域上[12-13]，多為根據巖性、構造、井網對剩余油的分布規律進行的研究，而尚未對剩余油展開分類評價。對研究區各小層的數值模擬結果表明，Ⅲ1小層剩余油儲量豐度為(5～86)×104t/km2，剩余油飽和度為28%～47%；Ⅲ2小層剩余油儲量豐度為(1～60)×104t/km2，剩余油飽和度為31%～54%；Ⅲ3小層剩余油儲量豐度為(1～51)×104t/km2，剩余油飽和度為34%～60%。研究區剩余油儲量豐度平均值為15×104t/km2，剩余油飽和度平均值為38%，雙河油田南塊研究區剩余油飽和度和儲量豐度統計見表1。結合動態分析可知，當剩余油的儲量豐度以15×104t/km2為界，可以將主力層主體部位和非主力層及邊角部位的剩余油區分開；以剩余油飽和度38%為界，可以將井網完善程度和動用程度不同的剩余油區分開，分異特征顯著。因此，該研究提出了剩余油定量評價標準，界限值為剩余油儲量豐度及剩余油飽和度的平均值，以雙河南塊為例分類標準見表2，分布情況如圖6所示。

圖6 437塊Ⅲ13層不同潛力級別剩余油分布圖

表1 雙河油田南塊研究區剩余油飽和度和儲量豐度統計表

表2 雙河油田南塊研究區剩余油潛力分級標準

Ⅰ類剩余油的剩余地質儲量豐度大于15×104t/km2，剩余油的飽和度大于38%，剩余儲量16.46×104t，占總剩余儲量的17.08%。主要分布在井網不完善、注采分流線處，該區由于水驅控制程度低，過水量小，驅替程度低，造成動用程度相對較低，且有較可觀的剩余油儲量，具備較大的調整潛力。

Ⅱ類剩余油的剩余地質儲量豐度大于15×104t/km2，剩余油飽和度小于38%，剩余儲量41.48×104t，占總剩余儲量的43.05%。該區動用程度相對較高，含水相對較高，主要分布在井網較為完善的油砂體主體部位，由于剩余儲量較大，仍具有后續開發潛力。

Ⅲ類剩余油的剩余地質儲量豐度小于15×104t/km2，剩余油飽和度大于38%，剩余儲量17.67×104t，占總剩余儲量的18.34%。該區儲層物性較差，井網不完善，動用程度低，水驅開發效果差，主要分布在油砂體邊角部位，井網難以控制，由于剩余儲量較低，開發調整難度較大。

Ⅳ類剩余油的剩余地質儲量豐度小于15×104t/km2，剩余油飽和度小于38%，剩余儲量20.74×104t，占總剩余儲量的21.53%。該區動用程度較高，且剩余儲量較低，缺乏調整挖潛的物質基礎。

2 矢量注采調整對策研究

2.1 矢量注采調整對策界限

矢量注采調整是在多層開發、非均質性強、特高含水、高采出程度背景下，以經濟有效提高儲量動用率和采收率為目的，通過層系、井網、井距的優化設計和井別轉換的應用，建立針對不同類型剩余油的注采井網，以達到均衡水驅，達到剩余油的動用程度的最大化[14-19]。為了進一步提高剩余油采出程度，根據雙河南塊的地質特征，建立無傾斜角的平面單層模型，模型網格81×81×1，平面網格步長7 m×7 m，結合區塊儲層特征及流體性質，Ⅰ類和Ⅱ類剩余油潛力區模型層厚為5 m、滲透率為700 mD，Ⅲ類剩余油潛力區層厚為2.5 m、滲透率為350 mD。模擬出剩余油潛力區在不同開發策略下的各項開發指標，優選適合不同類型剩余油潛力區的井網、井距和注采參數，以期得到更好的開發效果。

根據目前雙河南塊平均井距約200 m，分別設計3點法井網、4點法井網、5點法井網、反9點法井網、排狀井網、排狀交錯井網，以10%的年采液速度、1.0的注采比進行生產，預測不同井網形式下的累計產油量。不同井網形式預測累產油情況如圖7所示，從圖中可以看出，在相同井距、采液速度、注采比條件下，5點法井網的累產油量是最高的。因此，井網形式優選5點法井網。

圖7 不同井網形式預測累產油情況

以各潛力區模型為基礎，采用5點法井網，以10%的年采液速度、1.0的地面注采比，預測不同井距模型的生產方案，比較其開發效果。不同井距條件下累產油曲線如圖8所示，可以看出，累產油隨井距的增大而降低，Ⅰ類、Ⅱ類剩余油潛力區井距小于300 m時，區塊累產油量增幅減小，考慮目前井網井距，Ⅰ類、Ⅱ類剩余油潛力區優選300 m井距。同樣，對于Ⅲ類剩余油潛力區采用150 m井距。

圖8 不同井距條件下累產油曲線

以潛力區模型為基礎，采用5點法井網，Ⅰ類和Ⅱ類剩余油采用300 m井距，而Ⅲ類剩余油采用150 m井距，設計年采液速度分別為4%，6%，8%，10%，12%，14%，16%，18%和20%共9套生產方案，預測其開發效果。不同年采液速度方案預測累產油量如圖9所示。隨著年采液速度的增大，模型累產油量增加；當年采液速度大于10%時，增幅較小。因此，年采液速度優選為10%。

圖9 不同采液速度下累產油曲線

以潛力區模型為基礎，采用5點法井網，Ⅰ類、Ⅱ類剩余油采用300 m井距，Ⅲ類剩余油采用150 m井距，年采液速度10%，設計注采比分別為0.80，0.90，0.95，1.00，1.05，1.10，1.15，1.20，1.30，1.40和1.50共11套生產方案，預測其開發效果。不同注采比方案的預測累產油量見圖10。注采比1.0時，模型累產油量最高。因此，注采比優選為1.0。

圖10 不同注采比條件下累產油曲線

2.2 矢量注采調整技術對策及效果

在矢量注采調整對策界限研究的基礎上，根據不同區域的開發特征及存在問題，以剩余油分類為核心，按照“完善井網、協調注采”的思路，遵循“5點法井網、矢量化調整”的原則進行注采系統調整，達到提高采收率的目的。圖11所示為井組調整前累采累注及注采主流線分布情況，圖12所示為井組調整后井位部署情況。

圖11 井組調整前累采累注及注采主流線分布示意圖

圖12 井組調整后井位部署示意圖

Ⅰ類和Ⅱ類剩余油位于油砂體主體部位，存在著高含水、井網固定的問題，但具備井網調整轉變地下液流方向的潛力，主要通過老井轉注、井網調整、抽稀井網等方式來強化地下液流方向轉變，從而動用井網不完善、注采分流線處剩余油，同時擴大注水波及體積。在剩余油分類評價的基礎上，選取雙河南塊437塊Ⅲ油組典型Ⅰ類和Ⅱ類剩余油潛力區進行試驗，根據歷史井網演變過程，梳理油水井產注信息，建立歷史注采流線，將位于流線密集區、累計采出量較大的455井轉注，與T3103,新J3100,K4014和4009井等老井建立5點法井網，平均注采井距由216 m增加到294 m，改變液流方向，擴大注水波及體積，再根據10%的年產液速度和1.0的注采比，給455井日配注110 m3，對含水上升快的新J3100，T3103井進行降液調整，日配產均為30 m3，對未動用的K4014和4009井采取補孔措施，日配產分別為30 m3和20 m3。油水井實施18井次，累計增油2 364.2 t。

Ⅲ類剩余油分布于油砂體邊角部位，存在井網不完善、油井受效差、穩產難度大的問題，但具備調整注采結構改善開發效果的潛力，通過加密井網，建立注采對應關系，以此提高儲量動用程度。3117井組是研究區典型Ⅲ類剩余油潛力區，為提高水驅控制程度，采取的是局部加密、動態調配的挖潛對策，利用老井4192井進行局部加密，建立以3117井為注水井，以4192井，K4017，J3116，4011井為采油井的典型“一注四采”5點法井網，平均注采井距158 m，同時在10%的年產液速度和1.0的注采比前提下，井組內部差異化配產配注，增加3117井日注水量至160 m3，J3116井日配產量為40 m3，控制注水主流線方向上的4011，K4017井的含水，降低液量至30 m3和60 m3，對未動用區域的4192井補孔后日配產30 m3，以實現均衡驅替。實施挖潛4口井，累計增油2 000 t。

Ⅳ類剩余油在高耗水區，存在注水低效無效循環的問題，主要采取的是封堵高耗水層的挖潛對策。具體到雙河南塊437塊Ⅲ油組，根據油藏工程法識別的高耗水層帶分布，選取J3114井組進行試驗，原注采對應關系長期不變，易形成高耗水條帶，J3114井累計注水量大，在Ⅲ12，Ⅲ13，Ⅲ22層吸水強度大，主要高耗水條帶方向為資1，新資1，T3107，H2213，為了促進液流轉向，動用井間Ⅳ類剩余油，建立了新注采對應，形成以J3114井為注水井，以2307，457，J3112，T3107井為采油井的井網形式；為了實現層內均衡動用，采取封堵J3114，T3107井高耗水層措施，在此基礎上，對457，2307井進行補孔，提高注水利用率。實施4口井，累計產油3 240 t。

矢量調整優化方案現場實施以來，研究區開發形勢明顯好轉，控制無效注水11.29×104m3，控制無效產液25.81×104m3。日產油上升明顯，日產水趨于穩定，綜合遞減由11.32%下降到1.63%，采出程度由57.95%上升到58.75%，單元整體開發效果得到提高。

3 認識與結論

注水開發后期油藏，剩余油呈“高度分散、差異富集”分布特征，存在難以均衡驅替問題，該研究提出了剩余油量化分類方法，根據剩余油儲量豐度和剩余油飽和度對剩余油進行分類評價，在此基礎上，針對不同類型剩余油形成矢量注采調整技術對策，取得了良好的效果。

1)運用數值模擬技術，結合動態分析，研究了剩余油的分布特征，結果表明超過一半的剩余儲量集中在含水大于95%的主體區，主要富集井間、分流線處，剩余油飽和度相對較低，剩余油儲量豐度相對較高；在物性差、弱驅處也有部分剩余油富集，含油飽和度較高，剩余油儲量豐度較低。

2)建立以剩余油儲量豐度、剩余油飽和度為判別標準的剩余油量化分類方法，將剩余油分為4類：Ⅰ類剩余油具高豐度、高飽和度，剩余儲量16.46×104t；Ⅱ類剩余油具高豐度、低飽和度，剩余儲量為41.48×104t；Ⅲ類剩余油具低豐度、高飽和度，剩余儲量17.67×104t；Ⅳ類剩余油具有低豐度、低飽和度，剩余儲量20.74×104t。Ⅰ類、Ⅱ類剩余油剩余儲量占比60.13%，具備調注采變流場的物質基礎。

3)提出了基于剩余油分類的矢量調整對策，對Ⅰ類和Ⅱ類剩余油進行井網抽稀，Ⅲ類剩余油進行井網加密，Ⅳ類剩余油采取局部封堵，從而優化井網、轉變流場、均衡驅替，以此改善開發效果，提高采收率。