A 區塊單砂體剩余油賦存特征及挖潛技術應用

沈煥文，曹 麗，王 健，岳文成，楊 敏，劉媛社

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

單砂體是油田開發單元的概念，單元內部呈連通、半連通及不連通的狀態，單砂體內部，由于不同沉積環境水動力條件的復雜性，層內非均質性的存在，滲透性的差異，導致在單砂體內部水驅不均勻，尤其通過長期注水開發進入中高含水階段后，單砂體及其內部非均質性是高含水階段控制剩余油分布的關鍵因素之一。因此，以單砂體為基本研究單元，通過精細刻畫主力儲層沉積體內部“建筑結構”，摸清不同單砂體特征剩余油賦存特征，采取以單砂體剩余油模式為基礎的井組注采層系優化、分層注水、調剖調驅、加密調整等地下儲層優化重組技術，進一步提高單砂體的水驅控制程度[1-6]。

1 單砂體剩余油賦存特征研究

1.1 單砂體內部建筑結構特征

按照“先找標志層、再找沉積旋回”的原則，完成從系-統-組-段-砂組-小層-層組的劃分，再按“測井曲線旋回識別+沉積界面控制+巖心露頭校正”方法，通過建立解釋模板識別單砂體縱向沉積界面，再利用井間相變及砂體寬厚比、水平井約束，完成了單砂體內部建筑結構刻畫，以及單砂體在縱向和平面展布的精細刻畫。

由于不同沉積環境水動力條件的復雜性和層內非均質性的存在及滲透性的差異，造成不同時期河道砂體間的接觸結構和注采連通關系也多種多樣，通過對單砂體內部建筑結構精細刻畫，總結了5 種砂體疊置組合關系，砂體疊置類型不同，導致注采連通關系、驅替方式及開發動態響應特征不同（見表1），剩余油的賦存特征也不同。

表1 A 區塊不同單砂體疊置樣式驅替方式及剩余油分布特征表

1.2 單砂體劃分前后水驅控制程度變化

A 區塊未劃分前一次井網水驅采出程度達到23.2%，綜合含水69.2%，已進入中高含水開發階段，水驅儲量控制程度96.8%，水驅儲量動用程度65.4%，通過單砂體劃分后，單砂體小層細分為8 個小砂體，各單砂體水驅控制儲量差異明顯且控制程度下降，整體水驅儲量控制程度由劃分前的96.8%下降至劃分后的84.0%，說明縱向上受儲層非均質性影響，各單砂體的動用程度不均，還有大部分的剩余儲量未被驅替。

1.3 單砂體剩余油賦存特征

儲層內部剩余油具有“普遍分布、局部富集”的特點，受砂體疊置關系的不同，剩余油的賦存特征也不同。切疊式、疊加式類型油水井注采連通性較好，平面注水驅替相對均勻，各方向油井均衡見效，對應油井含水緩慢上升，橫向上，順河道主流向方向單砂體物性較好，水洗程度較高，河道側緣物性差，注采連通性差，剩余油富集；縱向上，注采對應層段驅替效果較好，而在注采不對應或注采連通性較差以及隔夾層遮擋部位剩余油較富集。孤立式類型油水井注采連通性差或不連通，平面注水波及范圍窄，油井長期不見效低產，平面上物性差、注采連通性差，剩余油富集，縱向上，主力層段大量富集剩余油未驅替。

2 單砂體剩余油挖潛技術應用

在精細刻畫單砂體剩余油的基礎上，通過完善平面、剖面單砂體注采對應關系、調剖調驅等挖潛技術，實現了開發指標硬下降和油藏持續硬穩產。

2.1 單砂體注采完善技術

通過單砂體刻畫，A 區塊水驅儲量控制程度由劃分前的96.8%下降至劃分后的84.0%，排查有采無注單砂體96 個、有注無采單砂體101 個，結合吸水剖面特征，針對有采無注開展注水井補孔單砂體41 個層段，射開程度由45.2%上升到67.9%，水驅儲量控制程度由89.3%上升到98.1%，水驅儲量動用程度由65.6%上升到69.1%，針對有注無采開展采油井補孔壓裂單砂體56 個層段，單井日增油達到1.62 t。A 區塊整體水驅儲量控制程度由84.0%上升到93.3%，水驅儲量動用程度由65.4%上升到68.7%，新增見效井162 口，年累計增油達到1.23×104t。

2.2 單砂體平面調整技術

通過單砂體劃分前后對比，原井網對砂體的儲量控制程度下降，部分油井未在水井控制的單砂體內，注水井與油井間連通性差或不連通，二者之間儲量無法控制，造成單砂體剩余油大量富集。通過加密調整及井網轉換提高水驅控制程度，近兩年A 區塊實施加密調整69 口，井距縮小由300 m 變為200 m，對河道砂體的控制程度平均提高了10.6%，增加可采儲量358.8×104t，多向受效井比例增加19.1%。同時對河道側緣低產井實施井網調整轉注11 口，水驅儲量控制程度進一步增加，受效井比例增加30.4%。

2.3 單砂體剖面調整技術

2.3.1 分層注水技術 在單砂體刻畫的基礎上結合井組注水井吸水剖面等動態監測資料，近三年實施精細層內分注98 口，分注率由32.7%上升到55.5%，53 口可對比井水驅動用程度由66.6%上升到70.6%，原強吸水層段吸水強度由7.88 m3/d·m 下降到4.51 m3/d·m，原弱吸水層段吸水強度由0.61 m3/d·m 上升到3.26 m3/d·m，說明低滲層段的儲量開始動用。

2.3.2 堵水調剖技術 受儲層非均質性影響，注水易沿著儲層物性較好的局部單砂體單向突進，導致注水無效循環，注水效率降低，低滲層段剩余油驅替難度大，對此，采取堵水調剖措施，封堵高滲層段促使注水驅替低滲層段，近三年實施堵水調剖69 口，28 口可對比井水驅動用程度由63.6%上升到72.9%，減少注水無效循環水量39 872×104m3。

2.3.3 聚合物微球調驅技術 聚合物納米微球在油層中具有封堵、變形、運移、再封堵的特性，具有深部調剖和驅油的雙重作用。為進一步提升油層深部剩余油的驅替效果，開展微球驅169 個井組，見效比例達到85.7%，剖面吸水形態改善率達到74.2%，措施后含水上升率由注入前的9.3 下降到4.8，年遞減原油0.89×104t，年降水1.23×104m3，預測提高采收率3.4%。

綜上，針對A 區塊進入中高含水開發階段后平面、剖面水驅矛盾加劇，驅油效率下降，含水上升速度加快的問題，通過開展單砂體剩余油刻畫及應用，實現了中高含水期持續穩產，區塊整體水驅儲量控制程度提高9.3%，水驅儲量動用程度提高3.3%，自然遞減由14.7%下降到12.2%，含水上升率由4.0 下降到1.4，階段采收率提高3.5%，預測最終采收率由24.0%上升到35.0%。

3 結論及認識

（1）低滲透油藏由于沉積環境及非均質性影響，在單砂體內部水驅不均勻，中高含水階段仍有大量剩余油富集于主力厚油層內，因此，精細單砂體內部“建筑結構”刻畫是中高含水挖潛剩余油的主要方向。

（2）單砂體內部“建筑結構”刻畫后水驅控制程度下降10%～20%，大量的剩余油未被驅替，切疊式、疊加式類型在河道側緣物性差，注采連通性差部位剩余油富集；孤立式類型主力層段大量剩余油未驅替，這部分儲量是剩余油挖潛的潛力。

（3）以完善單砂體注采對應，配套井網調整及分、堵、驅為一體的精準調控技術是增加可采儲量的核心，是中高含水期實現穩水增油、提高采收率的必由之路。