开发后期剩余油分布特点与挖潜对策

摘 要：孤东油田二、六区经过多年的注水、注聚开发，目前已进入特高含水开发后期，剩余油分布局部集中，大部分呈零散状态。本文依托典型高含水精细地质研究工作，应用数值模拟、密闭取心井总结、新井测井及生产资料分析等分析手段，初步总结出高含水油藏剩余油主控因素及分布特征，并以此为基础提出了改善开发效果的措施。

关键词：高含水；剩余油分布；控制因素；开发措施

前 言

油田进入高含水阶段后，由于长期的强注强采，地下油水分布发生了巨大的变化，开采挖潜的对象不再是大片连通的剩余油，而是转向了剩余油高度分散而又局部相对富集的区域，因此后期的油藏开发管理工作极端重要。在目前严峻的经济条件下，从已发现的油田增加产量和提高最终采收率是当务之急。而搞清剩余油的分布规律是降低开采成本、增加产量、提高最终采收率的关键。

孤东油田在水驱时强注强采造成储层物性变化大、大孔道窜流严重、地层压力高且不均衡及注聚配注与注水配注相差大的恶劣条件下，经过不断的探索和矿场实践，聚合物驱油效果不断得到改善，同时三次采油配套工艺和现场管理等方面也取得了一定的成果和经验，形成了具有孤东特色的矿场管理模式，剩余油分布因素成为制约开发效果的关键。本文利用油田近几年来的新井测井资料、动态监测以及生产等各种动静态资料，对目前高含水期的剩余油影响因素及分布规律进行了分析和探讨，为油田扩大注水波及体积，提高储量的动用程度提供了挖潜方向。

1、高含水油藏剩余油分布控制因素

1.1平面剩余油主控因素及分布特征

①内部低序级断层是控制平面剩余油分布的主要因素，在断层遮挡作用下，断层附近、断层夹角等水驱控制程度差的地区剩余油较富集。②地层倾角控制油藏平面剩余油分布。整装油藏储层较平缓倾角小，一般仅1-2 o，油藏地层倾角一般为5-15o，部分20o以上。地层倾角较大时，受重力作用，构造低部位形成水驱优势通道，水驱波及程度高，水淹程度高，构造高部位非优势通道区域水驱波及范围小，加之油气向上运移，构造高部位剩余油较富集。数模各小层剩余含油饱和度图显示各层构造高部位剩余油富集程度均高于构造腰部及低部位。③对于边底水能量较强的块状厚层，油藏平面剩余油主要受储层韵律性控制。正韵律厚层底部水窜严重，注入水形成无功循环，油层顶部无论是构造高部位还是低部位，剩余油均较富集，底部水淹严重。数值模拟显示正韵律油层顶部剩余油整体富集，密闭取心井资料显示顶部仍有38.3%的厚度驱油效率低于40%，进一步验证了正韵律层构造腰部及低部位油层顶部剩余油仍较富集。反韵律厚油层边缘注水时，水线推进均匀，边内注水时，水线舌进严重。构造高部位新钻井资料验证了该规律，在高部位停产井已高含水停产的情况下，高部位及高含水井间滞留区仍然有2-5米的油层存在，而此时构造腰部及低部位已高度水淹，密闭取心井显示水洗及强水洗。④对于边底水能量较弱的层状薄层，油藏平面剩余油主要受井网形式控制。注入水受井距、产液强度、平面非均质性等因素影响，沿压降较大的优势通道水淹严重，非优势通道滞留区剩余油较富集。非注水主流线位置，测井曲线显示水淹严重，而低部位井位于注水非优势通道位置，测井解释为纯油层，补孔生产综合含水仅28.9%，说明构造相对低部位非优势通道区仍有剩余油富集，水井排非主流线的井间滞留区剩余油较富集。

1.2纵向剩余油主控因素及分布特征

油藏的复杂性主要表现在平面断层发育，纵向上的差异大。①层间剩余油主控因素及分布特征。控制层间剩余油分布的最根本因素仍然是地层系数kh值差异，高kh值层驱油效率高，剩余含油饱和度低，低kh层驱油效率低，剩余油较富集，但是由于油藏纵向小层多，层间非均质性强，因此高含水阶段层间驱油效率相差倍数更大。统计含水级别在92%-95%的油藏密闭取心井资料，油藏驱油效率相差倍数在2.13-2.43之间，平均2.28，如整装油藏层间驱油效率相差倍数在1.14-1.54之间，平均1.33，油藏层间驱油效率相差倍数较整装油藏明显偏大。密闭取心井资料显示了同样规律，大部分储层为高渗厚层，kh值高，驱油效率高，微观剩余油呈珠状分布于粒间孔隙中，剩余含油饱和度低，一般在20-40%之间；大部分储层为低渗薄层，kh值低，驱油效率低，微观剩余油呈浸染状分布于泥质杂基中，剩余含油饱和度高，一般在40%以上。②层内剩余油主控因素及分布特征。层内剩余油分布主要受层内韵律性的控制，a、正韵律层下部物性好，渗透率高，注入水沿底部高渗条带水窜，油层底部水淹严重，顶部水淹相对较轻，剩余油较富集。b、反韵律层剩余油富集部位和富集程度受非均质性强弱的影响。非均质性较弱（级差较小）的反韵律油层，重力分异作用渗透率差异和重力分异产生作用相当时，驱替过程相对均匀，层内水淹较均匀。随着非均质性进一步加强，重力分异作用弱于渗透率差异产生作用时，层内水淹方式转化为顶部水淹，剩余油转化为底部富集。c、复合韵律层，储层非均质控制剩余油的分布，呈多段式，高渗层段水淹严重，层内水洗程度高。

2 高含水期改善开发效果的措施

由于注水开发油田油层严重非均质性和受注采井网、注水方式、开采历史等诸多因素影响，必然造成油层在平面上水淹程度及纵向上水淹状况的不同，剩余油分布具有一定的差异。（1）改变液流方向扩大注入水波及体积。通过改变液流方向在油层中造成新的压力场，引起油、水渗流方向改变，使注入水进入波及较差地区，从而使动用较差的剩余油相对富集区的原油推向井底而被采出，达到扩大注水面积和波及系数，改善注水驱油效果的目的。通过改变液流方向在油层中造成新的压力场，引起油、水渗流方向改变，使注入水进入波及较差地区，从而使动用较差的剩余油相对富集区的原油推向井底而被采出，达到扩大注水面积和波及系数，改善注水驱油效果的目的。对于基础井网长期停注层恢复注水，同时停注其周围相应注水井，使液流方向改变，扩大了注入水波及体积。（2）开展大面积周期注水。加大周期注水的力度，重点选择含水较高、油层性质较好的二、三类厚油层进行周期注水。对于平面上的剩余油，主要开展了周期注水和平面调整，对于顶部的剩余油，从补孔、压裂等优化措施入手。（3）在细分韵律层的基础上，建立韵律层井网，提高水驱动用状况，增加水驱控制程度。对于复杂油藏，在精细构造研究的基础上，按照整体考虑、上下兼顾的原则，采取滚动调整、跟踪研究的实施办法，提高钻遇成功率，取得较好调整效果。

3 结 论

高含水期剩余油的形成主要与注采对应关系、大孔道、累积注入倍数、构造、储层、开发工程及油藏管理等因素有较大关系。平面上动态注采对应差、受井间渗流特征及大孔道等影响的滞留区、绕流区、起伏较大的微构造高部位。另外对油层的认识以及井网因素未发现的剩余油也是一个不容忽视的潜力。开发措施：（1）改变液流方向是扩大注水波及体积的有效途径。（2）挖掘油层内部剩余油是水驱稳产的保证。（3）应用精细地质研究成果是提高措施方案符合率的关键。（4）应用各种剩余油挖潜技术和水动力学采油方法，扩大注水波及体积和提高中弱水洗部位的水驱程度，仍然可以改善水驱开发效果。

参考文献：

1李阳.储层流动单元模式及剩余油分布规律[J].石油学报，2003，24（3）52～55

2.戴启德 刘仁君等. 孤东油田储层研究与开发 石油工业出版社 1998年9月