孟立新，秦永厚，陳淑琴，呂昕倩，婁小娟

(1.中油大港油田分公司，天津 300280;2.西南石油大學(xué)，四川 成都 610500)

引 言

中國(guó)東部油田由于受沉積環(huán)境的影響，油藏類型大部分為復(fù)雜斷塊油藏，物性差，非均質(zhì)性強(qiáng)。以往針對(duì)復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)后期剩余油分布規(guī)律開展了大量研究工作，但主要是集中在平面和層間，層內(nèi)剩余油的研究一直是個(gè)難點(diǎn)，層內(nèi)剩余油定量研究進(jìn)展緩慢的主要原因是層內(nèi)非均質(zhì)性的認(rèn)識(shí)深度和精度。自 Miall［1－2］于 1985 年提出儲(chǔ)層構(gòu)型的概念及研究方法以來，國(guó)內(nèi)外很多學(xué)者相繼對(duì)河流相沉積儲(chǔ)層內(nèi)部構(gòu)型開展研究，取得了較好研究成果。尤其近幾年在地下儲(chǔ)層曲流河內(nèi)部構(gòu)型解剖及表征方面取得了長(zhǎng)足進(jìn)步［3－5］。本文以大港油田港東二區(qū)五斷塊明化鎮(zhèn)油組曲流河沉積儲(chǔ)層砂體內(nèi)部構(gòu)型刻畫為對(duì)象，開展了油層層內(nèi)剩余油分部規(guī)律和挖潛技術(shù)對(duì)策研究。

1 曲流河點(diǎn)壩

點(diǎn)壩砂體是構(gòu)成曲流河單砂體的基本單元，是曲流河沉積儲(chǔ)層中的主要儲(chǔ)層，末期(廢棄)河道為單砂體邊界。曲流河點(diǎn)壩是河流側(cè)向加積作用形成的，由一系列周期性的側(cè)積體疊加組合而成，側(cè)積體之間發(fā)育泥質(zhì)斜交層面的夾層(側(cè)積層)。點(diǎn)壩內(nèi)部構(gòu)型解剖是通過判斷側(cè)積層傾向、側(cè)積層傾角和側(cè)積體規(guī)模而建立起的側(cè)積體空間分布模式［6］。現(xiàn)代沉積研究表明，側(cè)積層總是向廢棄河道方向傾斜;側(cè)積層傾角判斷是應(yīng)用Leeder提出的關(guān)于河流滿岸寬度與河流滿岸深度及側(cè)積泥巖傾角之間的經(jīng)驗(yàn)公式［7］。港東二區(qū)五斷塊NmⅢ22點(diǎn)壩砂體平均河流滿岸寬度為95 m，河流滿岸深度為7.1 m，單一側(cè)積體水平寬度為63 m左右，側(cè)積層傾角平均為6.4°。

2 層內(nèi)剩余油分布研究

港2－56－2井是港東二區(qū)五斷塊港2－57井區(qū)的1口密閉取心井。從電測(cè)曲線特征上看港2－56－2井的NmⅢ22具有典型的點(diǎn)壩特征，18.5 m厚砂體總體呈復(fù)雜正韻律特征［8］，從電測(cè)曲線和巖心觀察仔細(xì)分辨內(nèi)部共發(fā)育5個(gè)泥巖或細(xì)砂質(zhì)混雜著泥質(zhì)的側(cè)積層，厚度為0.07～0.26 m(圖1)。

在港2－56－2井NmⅢ22砂體的油層頂部鉆取39塊巖樣進(jìn)行剩余油飽和度測(cè)試，平均剩余油飽和度為37.2%。層內(nèi)自下向上仍呈現(xiàn)水驅(qū)油效率變低、剩余油飽和度變高的趨勢(shì)，油層上部剩余油富集。39塊巖樣中未水洗比例為20.5%，水洗比例為79.5%;未水洗層主要位于油層頂部及側(cè) 積層上部。

圖1 港2－56－2井NmⅢ22砂體層內(nèi)水淹狀況對(duì)比

3 層內(nèi)剩余油分布油藏?cái)?shù)值模擬

3.1 點(diǎn)壩砂體模型數(shù)值模擬研究

選取港2－57井區(qū)NmⅢ22的點(diǎn)壩開展油藏?cái)?shù)值模擬研究。該砂體控制石油地質(zhì)儲(chǔ)量為15.32×104t，歷史存在生產(chǎn)井7口，5口采油井，2口注水井，目前有3口油井正常生產(chǎn)，平均單井日產(chǎn)油為1.9 t/d，綜合含水為97.7%，采出程度為35.2%。首先建立點(diǎn)壩內(nèi)部構(gòu)型三維地質(zhì)模型，模型采用2.0 m×2.0 m×0.5 m的網(wǎng)格系統(tǒng)來模擬點(diǎn)壩構(gòu)型的空間分布，開展超精細(xì)油藏?cái)?shù)值模擬研究。模擬結(jié)果顯示，在水驅(qū)油過程中由于受韻律層和側(cè)積層的影響，點(diǎn)壩砂體內(nèi)部最終波及體積系數(shù)為78%，即在常規(guī)井網(wǎng)和極限含水條件下曲流河點(diǎn)壩砂體內(nèi)部仍有22%的地質(zhì)儲(chǔ)量未很好動(dòng)用，主要位于點(diǎn)壩頂部和側(cè)積層上部(圖2、3)。

圖2 點(diǎn)壩砂體中上部開發(fā)末期剩余油分布

圖3 點(diǎn)壩砂體開發(fā)末期剩余油分布切片

3.2 簡(jiǎn)化點(diǎn)壩砂體概念模型數(shù)值模擬研究

以港東油田曲流河構(gòu)型研究成果為基礎(chǔ)構(gòu)建點(diǎn)壩概念模型，模型基本參數(shù)如下:模型長(zhǎng)600 m、寬500 m、高6 m，側(cè)積體砂體的滲透率為1000×10－3μm2、孔隙度為 0.3，采用行列式注水開發(fā)，3口注水井、3口采油水，排距為510 m，井距為250 m。分別設(shè)計(jì)不同側(cè)積層傾角、不同側(cè)積層間距、不同側(cè)積層遮擋幅度、不同側(cè)積層滲透性、不同注水方向、不同注水速度共計(jì)6類15個(gè)機(jī)理模型。利用油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，針對(duì)15個(gè)機(jī)理模型分別進(jìn)行模擬生產(chǎn)計(jì)算至綜合含水達(dá)98%，得出每個(gè)模型的剩余油分布圖，并對(duì)模型波及體系系數(shù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)。由于受側(cè)積層遮擋影響，點(diǎn)壩內(nèi)部死油區(qū)的范圍為13.2% ～35.05%，平均為24%。

4 層內(nèi)砂體剩余油分布物理模擬

點(diǎn)壩物理模擬研究的目的是按照單砂體內(nèi)部建筑結(jié)構(gòu)理論，研制反映內(nèi)部建筑結(jié)構(gòu)特征的砂體物理模型，通過實(shí)驗(yàn)研究探討內(nèi)部建筑結(jié)構(gòu)對(duì)儲(chǔ)層滲流場(chǎng)、剩余油形成與分布的影響［9］。首先在點(diǎn)壩砂體內(nèi)部構(gòu)型識(shí)別、研究基礎(chǔ)上，結(jié)合實(shí)驗(yàn)設(shè)備條件制作符合實(shí)驗(yàn)要求并反映點(diǎn)壩內(nèi)部非均質(zhì)的物理模型。在試驗(yàn)中應(yīng)用的是填砂二維模型，模型內(nèi)部的長(zhǎng)寬為500 mm×500 mm，外壁厚45 mm，內(nèi)部按要求放置非滲透?jìng)?cè)積層，然后應(yīng)用儲(chǔ)層非均質(zhì)模擬實(shí)驗(yàn)裝置進(jìn)行相應(yīng)的注水驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，研究注水方向、注水速度、側(cè)積層間距、側(cè)積層遮擋幅度3類11種模型，進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，通過布置飽和度探針測(cè)定模型內(nèi)剩余油飽和度的分布狀況，繪制驅(qū)替結(jié)束后含油飽和度圖并進(jìn)行數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)和分析。分析可知，點(diǎn)壩砂體內(nèi)部死油區(qū)范圍為11.9% ～30.2%，平均為20.9%。

對(duì)密閉取心、數(shù)值模擬、物理模擬3種方法的研究成果進(jìn)行匯總(表1)，可以看出，高含水開發(fā)后期點(diǎn)壩內(nèi)部仍有20%～24%左右的地質(zhì)儲(chǔ)量未受到注水波及，主要位于點(diǎn)壩砂體頂部及側(cè)積層上部。

表1 點(diǎn)壩砂體內(nèi)部剩余油研究成果匯總

5 點(diǎn)壩砂體層內(nèi)剩余油挖潛技術(shù)論證

挖潛技術(shù)對(duì)策主要包括部署新井(水平井或直井)、調(diào)堵(油水井對(duì)應(yīng)調(diào)剖堵水或注水井調(diào)剖亦或采油井堵水)、周期注水(周期分別為4、6、12個(gè)月)3個(gè)方面。同理，挖潛技術(shù)對(duì)策論證包括3個(gè)方面:①首先對(duì)不同挖潛技術(shù)對(duì)策分別進(jìn)行模擬計(jì)算，預(yù)測(cè)其增油量;②根據(jù)措施(或鉆完井費(fèi)用)、噸油成本、油價(jià)等一些經(jīng)濟(jì)參數(shù)計(jì)算出每項(xiàng)挖潛技術(shù)對(duì)策達(dá)到盈虧平衡時(shí)所需要的最小增油量;③根據(jù)預(yù)計(jì)增油量、油價(jià)、噸油成本和措施(或鉆完井)費(fèi)用等計(jì)算出每項(xiàng)技術(shù)對(duì)策的投入產(chǎn)出比。

以上述3項(xiàng)計(jì)算結(jié)果為依據(jù)，分析對(duì)比每項(xiàng)挖潛技術(shù)對(duì)策的優(yōu)劣(表2)。從表2可以看出，3類9項(xiàng)挖潛技術(shù)對(duì)策的預(yù)計(jì)增油量均超過盈虧平衡分析所需的最小增油量，即在技術(shù)上和經(jīng)濟(jì)上均可行。從3類技術(shù)對(duì)策的增油量來看，以部署加密井的增油量最高，調(diào)剖堵水效果次之，周期注水增油量效果最低。但加入經(jīng)濟(jì)因素后，調(diào)剖堵水的投入產(chǎn)出比最高，周期注水次之，加密井投入產(chǎn)出比最低。綜合分析增油量和投入產(chǎn)出比因素，高含水開發(fā)后期點(diǎn)壩砂體內(nèi)部剩余油挖潛首推調(diào)剖堵水的技術(shù)對(duì)策，根據(jù)需要適當(dāng)開展加密井網(wǎng)和周期注水的配套挖潛技術(shù)對(duì)策。受剩余油富集特點(diǎn)的影響，水平井挖潛效果好于直井，垂直側(cè)積層的水平井要好于平行側(cè)積層的水平井，注水井調(diào)剖必須結(jié)合采油井對(duì)應(yīng)堵水才能獲得較好的挖潛效果。分析3組的周期注水效果可以看出，注采周期增加后挖潛效果逐漸變好，說明高含水開發(fā)后期點(diǎn)壩層內(nèi)剩余油挖潛不能一貫的強(qiáng)化注水，而應(yīng)在基本保持地層能量的前提下，通過有效提高和降低地層壓力，驅(qū)替出孔隙介質(zhì)中受重力和非均質(zhì)控制的剩余油。

表2 點(diǎn)壩砂體內(nèi)部剩余油挖潛技術(shù)對(duì)策效果對(duì)比

6 應(yīng)用效果

根據(jù)點(diǎn)壩砂體內(nèi)部剩余油分布特點(diǎn)及挖潛技術(shù)對(duì)策研究成果指導(dǎo)油田生產(chǎn)。在港東一區(qū)開展“調(diào)剖、堵水”的一體化技術(shù)對(duì)策挖潛點(diǎn)壩內(nèi)部剩余油，已實(shí)施點(diǎn)壩砂體挖潛26個(gè)，單井平均綜合含水下降了6.4個(gè)百分點(diǎn)，累計(jì)增油1.59×104t。港東二區(qū)七斷塊通過部署3口水平井挖掘點(diǎn)壩頂部剩余油獲得了非常好的效果(表3)，單井鉆遇油層180～240 m，初期平均單井日產(chǎn)油量為39 t/d，含水率為28.6%。水平井挖潛點(diǎn)壩砂體內(nèi)部剩余油油層鉆遇率在80%以上，產(chǎn)能達(dá)到相同區(qū)域直井產(chǎn)量的2倍以上。

表3 港東二區(qū)七斷塊水平井挖潛剩余油成果

7 結(jié)論

(1)常規(guī)井網(wǎng)和極限含水條件下，由于側(cè)積層遮擋，曲流河點(diǎn)壩砂體內(nèi)部有20%左右的地質(zhì)儲(chǔ)量未很好動(dòng)用，主要位于點(diǎn)壩頂部和側(cè)積層上部。

(2)實(shí)際應(yīng)用表明，點(diǎn)壩砂體內(nèi)部剩余油分布特點(diǎn)及挖潛技術(shù)對(duì)策研究可有效提高點(diǎn)壩剩余油挖潛產(chǎn)量。首推技術(shù)對(duì)策為調(diào)剖堵水，注水井調(diào)剖時(shí)采油井必須對(duì)應(yīng)實(shí)施堵水，同時(shí)根據(jù)需要適當(dāng)開展加密井網(wǎng)和周期注水的配套挖潛技術(shù)對(duì)策。

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