王恩博

中國石油遼河油田公司 遼寧 盤錦 124010

1 研究背景

H區(qū)塊為復(fù)雜斷塊油藏，儲層發(fā)育受構(gòu)造-巖性雙重控制，整體構(gòu)造形態(tài)為2條北東向主斷層夾持多條次級斷層形成斷背斜構(gòu)造，儲層巖性以砂巖、細砂巖為主，呈現(xiàn)高孔高滲特征，平均孔隙度25.5%，平均滲透率225mD，原油性質(zhì)為稀油，20℃地面原油密度0.8583g/cm3，50℃地面原油黏度5.5mPa·s，采用不規(guī)則面積井網(wǎng)實施注水開發(fā)，目前已進入高含水階段，區(qū)塊綜合含水高達90%以上，且在注入水長期沖刷下，剩余油分布狀況特別復(fù)雜，利用現(xiàn)有井網(wǎng)及開采條件難以進一步提高采收率，亟需開展剩余油分布規(guī)律研究，指導(dǎo)區(qū)塊開發(fā)方式調(diào)整[1]。

2 水淹特征分析

H區(qū)塊縱向上發(fā)育多套含油層系，儲層非均質(zhì)性強，砂體沉積特征以反韻律為主，局部發(fā)育正韻律、均質(zhì)韻律及復(fù)合韻律特征，不同韻律特征水淹特征不同[2]，剩余油分布狀況差異也較大，需要利用動靜結(jié)合技術(shù)，結(jié)合新井及側(cè)鉆井的錄測井資料，明確不同韻律砂體剩余油分布特征，為剩余油挖潛提供依據(jù)。

2.1 反韻律儲層

對于反韻律特征儲層，油層上部電阻率高，滲透性好，油層下部電阻率低，滲透性相對較差。當反韻律儲層滲透率極差大于5時，即儲層內(nèi)部滲透性差異大，注水開發(fā)初期，油層頂部強吸水，導(dǎo)致其快速水淹，油層中下部水淹程度相對較低，剩余油富集[3]，但隨著注水開發(fā)時間延長，注入水量逐步增大，在重力作用下，注入水逐步向油層中下部滲透，驅(qū)替內(nèi)部剩余油，整個油層段水洗嚴重，剩余油潛力較小。當反韻律儲層滲透率極差小于5時，儲層非質(zhì)性相對較弱，注入水主要受重力影響向油層中下部驅(qū)替，導(dǎo)致其水淹嚴重，剩余油主要集中在油層上部[4]。

2.2 正韻律儲層

正韻律儲層表現(xiàn)為油層上部電阻率低，儲層物性差，油層下部電阻率高，儲層物性好，這與反韻律儲層正好相反[5]。受儲層物性差異及重力作用，注入水主要沿正韻律儲層下部驅(qū)替，剩余油主要集中在儲層上部。

2.3 均質(zhì)韻律儲層

H區(qū)塊水下分流河道沉積微相主要表現(xiàn)為均質(zhì)韻律特征，注入水水淹后含油飽和度降低，電性特征表現(xiàn)為電阻率下降，自然電位曲線呈現(xiàn)對稱性。整體來看，均質(zhì)韻律儲層呈現(xiàn)全段水淹或略下偏移水淹，水線推進相對平衡，水淹層厚度大，水驅(qū)油效率高。以某井為例，其均質(zhì)韻律儲層中上部至底部出現(xiàn)強水淹帶，僅頂部存在部分中水淹段，厚度較小。

2.4 復(fù)合韻律儲層

復(fù)合韻律儲層電性上表現(xiàn)為高阻層、低阻層交替存在，即高滲層與低滲層呈互層狀特征，注入水沿高滲層突出，低滲層水淹程度低，同時受到重力作用，高滲層下部儲層也不會出現(xiàn)中高水淹。所以縱向上整體表現(xiàn)為多段水淹，剩余油分布不均勻，挖潛難度較大。

3 剩余油分布特征

在不同韻律儲層水淹特征分析基礎(chǔ)上，結(jié)合精細地質(zhì)體刻畫及油藏動態(tài)分析[6]，利用數(shù)值模擬方法對H區(qū)塊剩余油分布特征進行研究，再根據(jù)新井、側(cè)鉆井的取心及錄測井資料，進一步驗證剩余油分布規(guī)律，主要表現(xiàn)為以下特征：

（1）生產(chǎn)井間剩余油富集。H區(qū)塊采用反七點面積井網(wǎng)實施注水開發(fā)，這種井網(wǎng)注采井間區(qū)域是水線推進主流方向，剩余油滯留區(qū)主要集中油井間。（2）斷層附近剩余油富集。H區(qū)塊發(fā)育2條主斷層及多條次級斷層，主斷層決定構(gòu)造的基本格局，對油氣成藏規(guī)律起到控制作用，次級斷層對儲層發(fā)育及油氣運移方向有較大影響。同時由于斷層遮擋作用，造成注采井網(wǎng)欠完善，注入水波及體積也受到影響，一般斷層附近油井多為單向受效，靠近斷層一側(cè)剩余油較富集[7]。（3）滲透率極差小的厚油層頂部剩余油富集。通過前面不同韻律儲層水淹特征分析，受重力及物性差異大影響，縱向上滲透率極差小反韻律油層以及正韻律儲層頂部剩余油富集，具有較大的挖潛空間。

4 剩余油挖潛對策研究

在精細刻畫H區(qū)塊剩余油分布規(guī)律基礎(chǔ)上，針對注水開發(fā)中注采井網(wǎng)欠完善、水驅(qū)采收率低及單層水淹等問題，開展有針對性調(diào)整對策研究，改善水驅(qū)油效果，實現(xiàn)水驅(qū)儲量有效動用，提高區(qū)塊開發(fā)效益[8]。

4.1 油井間剩余油

對于注水井組油井間剩余油，主要是由滲流力學原因形成“死油區(qū)”，常規(guī)油水井工作制度調(diào)整、注水參數(shù)及注水方式優(yōu)化難以動用，可在精細地質(zhì)體刻畫基礎(chǔ)上，通過部署井間加密井，建立新的注采驅(qū)動系統(tǒng)，實現(xiàn)水驅(qū)控制儲量真正動用，具體如圖1所示。2021年以來，H區(qū)塊共實施調(diào)整加密井10口，平均單井初期日產(chǎn)油7噸，目前日產(chǎn)油4噸，日產(chǎn)油量相當于相鄰老井2倍，階段累增油2.5萬噸，預(yù)計全生命周累產(chǎn)油8萬噸。

圖1 H區(qū)塊井間加密井示意圖

4.2 斷層附近剩余油

對于斷層附近剩余油，實施加密井存在油層鉆遇率低、生產(chǎn)效果差風險。為減少鉆井投資及降低鉆井風險，在地質(zhì)體精細刻畫基礎(chǔ)上，優(yōu)選靶點位置，實施老井側(cè)鉆，挖掘剩余油潛力。2021年以來共實施側(cè)鉆井8口，平均單井初期日產(chǎn)油5.0噸，目前日產(chǎn)油3.5噸，階段累增油1.2萬噸，預(yù)計全生命周期累產(chǎn)油2.6萬噸。

4.3 厚油層頂部剩余油富集

H區(qū)塊縱向上發(fā)育多套8～10m厚油層，呈現(xiàn)正韻律特征或滲透率極差小的反韻律特征，油層底部形成強水淹條帶，剩余油集中油層頂部，利用直井開采，生產(chǎn)壓差大，無法控制含水上升速度，而水平井具有控制儲量大、供油面積廣及生產(chǎn)壓差小特點，通過選取合理的水平段位置，最大程度提高剩余可采儲量控制程度，可大幅度提高單層開發(fā)效果。2021年以來共實施水平井5口，平均單井初期日產(chǎn)油12噸，目前日產(chǎn)油6噸，階段累增油2.0萬噸，預(yù)計全生命周累產(chǎn)油5.0萬噸。

5 實施效果

在上述技術(shù)對策指導(dǎo)下，H區(qū)塊開發(fā)效果得到明顯改善，日注水量由260方增至700方，日產(chǎn)油量由調(diào)整前50噸上升至最高點200噸，目前穩(wěn)定130噸左右，采收速度由0.18%提高至0.47%，水驅(qū)儲量控制程度由65%提高至80%，區(qū)塊日產(chǎn)油量、采油速度大幅度上升，見圖2，表明剩余油分布規(guī)律認識及挖潛對策制定的合理性，預(yù)計提高最終水驅(qū)采收率5%。

圖2 H區(qū)塊綜合開發(fā)曲線

6 結(jié)束語

1）H區(qū)塊儲層韻律性不同，水淹特征差異大，滲透率極差大的反韻律特征儲層及均質(zhì)韻律儲層全井段水洗嚴重；正韻律儲層及滲透率極差大的反韻律特征儲層中下部水淹嚴重，復(fù)合韻律儲層表現(xiàn)為多段水淹，剩余油分布不均勻，挖潛難度較大。

2）H區(qū)塊剩余油主要分布在生產(chǎn)井間、斷層附近剩余油富集以及正韻律和滲透率極差小的反韻律厚油層頂部。

3）針對不同剩余油分布類型，開展技術(shù)對策研究，包括實施加密井、老井側(cè)鉆及厚層頂部部署水平井等，現(xiàn)場部署實施各類井23口，最高日產(chǎn)油量增加170t，階段累增油5.7萬t，提高采收率0.57%。

（4）在復(fù)雜斷塊油藏注水開發(fā)中剩余油分布特征分析及挖潛對策研究方面所取得的成果和認識，可為同類型油藏提供借鑒經(jīng)驗。