賈 瓊，郭洪宇

SN142區(qū)塊剩余油分析及下步對策研究

賈 瓊，郭洪宇

（中國石化東北油氣分公司， 吉林 長春 130062）

SN142區(qū)塊位于秦家屯油田秦中背斜帶，自2005年投入開發(fā)以來，歷經(jīng)了4次井網(wǎng)完善與注水調(diào)整，表現(xiàn)出高含水、低采油速度的主要矛盾，因此需要對剩余油分布進行量化分析。從油藏數(shù)值模擬研究剩余油入手，對平面完善注采、縱向改善水驅進行研究，制定出改善水驅、完善注采、提高注水強度等水井措施，以及油井改善水驅效果問題，實現(xiàn)增加水驅動用儲量、提高采油速度的目的。

SN142區(qū)塊；剩余油；油藏模擬；采油速度

秦家屯油田SN142區(qū)塊構造位于松遼盆地南部東南隆起區(qū)梨樹斷陷東北部的秦家屯構造，為軸向北東的斷鼻構造；主要含油層系為泉頭組一段及二段底部，儲層平均孔隙度為21%，平均滲透率為46.5 md，為中孔、中低滲。該區(qū)塊動用含油面積1.25 km2，動用儲量160×104t，標定采收率17.29%[1]。

針對SN142區(qū)塊剩余油分布情況，采用油藏模擬手段，將動態(tài)測試技術與流管法結合起來, 利用區(qū)域上多井測試資料與數(shù)值模擬技術相結合方法，確定油水井連通性及計算井點的剩余油飽和度，進而描述井間或油藏內(nèi)的剩余油飽和度在平面上的分布情況，為高含水期油藏開發(fā)方案的進一步調(diào)整提供科學依據(jù)[2]。

1 油田概況

自2005年10月投入開發(fā)以來主要經(jīng)歷了四個開發(fā)階段[3]：2005年6月-2006年10月自然能量開發(fā)，新井投產(chǎn)較多，整體產(chǎn)量以新井為主；2006年 11月-2008年4月含水快速上升，同時有新井投產(chǎn)，整體產(chǎn)量緩慢下降；2008年5月-2009年9月擴邊-井網(wǎng)完善，投產(chǎn)了5口新井，同時補孔農(nóng)Ⅴ2、農(nóng)Ⅴ4、農(nóng)Ⅵ1層，產(chǎn)量上升；2009年10月-2013年12月注采調(diào)整，經(jīng)過補孔二類層、壓裂引效、調(diào)剖、分注等措施后，產(chǎn)量基本穩(wěn)定。

截止2014年12月累計產(chǎn)油11.71×104t，采出程度7.32%，目前共有33口，其中油井21口，開井18口，日產(chǎn)液149 t/d，日產(chǎn)油22.8 t/d，綜合含水 83.81%，采油速度0.5%，水井12口，開井11口，日注水378 m3/d。

2 剩余油研究

針對本區(qū)塊構造簡單、層系較少的特點，選用“簡捷油藏管理分析系統(tǒng)”（RMsimple），開展建模和數(shù)模工作。采用40 m×50 m的網(wǎng)格步長。具體流程包括：①網(wǎng)格化；②劃分注采單元，形成動態(tài)柵狀流動骨架；③根據(jù)吸水剖面、達西公式劈分注水量到各注采單元；④根據(jù)達西公式劈分注水量到流管；⑤根據(jù)注水量和井距的關系、流壓靜壓與注水量的關系，推測單元水淹情況，修正波及范圍，匹配累注-含水關系，再進入下一時間節(jié)點的計算。

2.1 歷史擬合

本次模擬采用從整體到部分逐步細化的擬合方法，從區(qū)塊儲量、綜合含水到單井產(chǎn)量、含水、逐步求精的擬合順序。儲量擬合度達93%，數(shù)模計算出的研究區(qū)塊的日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、含水等變化規(guī)律與實測資料吻合良好，擬合程度接近90%（圖1）。

在對斷塊整體擬合的基礎上，進一步進行單井擬合。擬合了全區(qū)22口油井的含水，在單井含水擬合中，主要調(diào)整局部區(qū)域的滲透率、傳導率分布和分層生產(chǎn)指數(shù)等參數(shù)，擬合比較好的一類井見圖2。

2.2 注水量分配因子研究

通過對SN142區(qū)塊的歷史擬合，可以獲得區(qū)域上和局部上的注水井和采油井的注采關系，并對注水受效關系進行統(tǒng)計，量化注采井間的注入、采出量[2]。這些流體在三維空間的流動信息可以用井分配因子表現(xiàn)出來（圖3）。

2.3 剩余油分布分析

通過油藏模擬，確定該區(qū)剩余油主要平面上受北東向斷層及注采不完善控制，縱向上各層均有分布、主要富集于農(nóng)Ⅴ3層，呈現(xiàn)“整體高度分散，局部相對集中”的狀態(tài)[4,5]。

（1）農(nóng)Ⅴ2層剩余油主要富集在靠近斷層區(qū)以及井間滯留區(qū)（圖4），且已累產(chǎn)有0.9×104t，剩余儲量16×104t。

（2）農(nóng)Ⅴ3層剩余油富集在斷層區(qū)，目前已累產(chǎn)8.5×104t，但剩余儲量仍達到52.9×104t，潛力最大。

（3）農(nóng)Ⅴ4層剩余油富集在靠近斷層區(qū)以及注采不完善井間滯留區(qū)，目前已累產(chǎn)0.5×104t，剩余儲量9.1×104t。

（4）農(nóng)Ⅵ1層剩余油主要富集在靠近斷層區(qū)以及注采不完善井間滯留區(qū)，目前已累產(chǎn)1.7×104t，剩余儲量22.6×104t。

將剩余油富集區(qū)的儲量進行統(tǒng)計計算，農(nóng)Ⅴ2層斷層區(qū)1.67×104t，井間滯留區(qū)5.65×104t；農(nóng)Ⅴ3層斷層區(qū)1.67×104t，井間滯留區(qū)5.65×104t；農(nóng)Ⅴ4層井間滯留區(qū)2.72×104t；農(nóng)Ⅵ1層井間滯留區(qū)6.88×104t，斷層控制區(qū)2.13×104t（表1）。

2.4 存在問題及認識

（1）平面上井網(wǎng)不完善，水驅效果較差

①有6口井在靠近斷層方向無水井控制、10口井21個層只采不注。

②受注水見效的18口井內(nèi)部差異大，在西部出現(xiàn)連噴帶抽的現(xiàn)象，且地層壓力已達8.29 MPa，在東北部嚴重供液不足，地層壓力僅有4.6 MPa。

③有3口井不受控或見效不明顯，影響 10.83 ×104t儲量的動用。

（2）縱向上水驅動用程度低，優(yōu)勢水流通道影響剩余油的驅替

①目前仍有46.53×104t儲量未水驅動用，其中農(nóng)Ⅴ層25.81×104t，農(nóng)Ⅵ層15.47×104t；分布于東北部靠近斷層區(qū)、東南邊部的分流間彎薄層砂物性較差以及西部套損區(qū)。

②層間形成優(yōu)勢水流通道，注水利用率低，農(nóng)Ⅴ3層吸水強度745 m3/m大于全區(qū)的515 m3/m,且產(chǎn)液量占全區(qū)的55.1%。

（3）平面上主要富集于靠近北東斷層條帶區(qū)（31.73×104t）以及注采不完善的井間滯留區(qū)（24.43×104t），達到 56.17×104t；縱向上各層均有分布，主要富集于農(nóng)Ⅴ3層（采出程度高達12.85%），但是潛力最大（達到52.95×104t）。

3 調(diào)整對策及效果分析

抓住主力層（農(nóng)Ⅴ3）水淹嚴重的主要矛盾，立足水驅，治理井況惡化，集中精力對剩余油富集的北東向斷層區(qū)以及井間滯留區(qū)開展挖潛工作，通過水井調(diào)剖改善水驅、轉注與補孔完善注采、小型壓裂提高注水強度；油井壓裂引效改善水驅效果。

（1）油水井治理相結合

①水淹嚴重區(qū)調(diào)剖挖掘層內(nèi)剩余油

對該區(qū)實施了三輪 12井次的調(diào)剖，調(diào)剖后注水壓力注入壓力8 MPa，最高上升至13.5 MPa ，壓降曲線變緩，啟動壓力從5.838 MPa上升至9.0872 MPa，吸水層從單一吸水變?yōu)槿龑游?，單井增?8 t。

②分注、投撈測調(diào)相結合挖掘層間剩余油

對該區(qū)實施分注4口井，分注率達36.4%，吸水層數(shù)百分數(shù)由2009年的62.5%增加到73.4%，增加10.9個百分點，吸水厚度百分數(shù)上升到74.5%，增加13.4個百分點。如QK142-1井加強農(nóng)Ⅵ1層注水，QK142-27顯著見效，液量從5.53 t/d上升到8.87 t/d，油量3.0 t/d上升到油量8.52 t/d，含水從45.8%下降到4%。

③長期注水不見效或見效緩慢的采用油井壓裂引效挖掘井間剩余油

對東部5井次壓裂引效，如QK142-13井壓裂后日增液7.1 t/d，日增油2.57 t/d，動液面上升115 m。

（2）不完善地層壓力低的井區(qū)，采用轉注與補孔完善注采

針對斷層遮擋的剩余油富集區(qū)級井間滯留區(qū)增加注水方向，轉注2口井,增加水驅方向4個，如QK142-26井轉注后QK142-5井農(nóng)Ⅴ3層受效啟動，日增液2.5 t/d，日增油1.6 t/d。

4 結 論

（1）調(diào)剖可有效封堵高滲帶，提高儲量動用程度，增油效果明顯[6]。

（2）分注可在縱向上緩解層間矛盾，動用二類層。

（3）針對注水量大于一定程度的農(nóng)Ⅴ2-Ⅵ1層，采取壓裂引效的手段，增產(chǎn)效果明顯。

（4）轉注完善井網(wǎng)，增加受效方向，有效挖潛井間滯留區(qū)剩余油。

［1］王建波．秦家屯油田儲量評價研究［D］. 長春：吉林大學，2007．

［2］陳路原．復雜斷塊油藏精細油藏描述與剩余油分布規(guī)律研究［D］.南充：西南石油學院，2001：98-99．

［3］李樹軍．秦家屯油田油藏地質與開發(fā)調(diào)整研究［D］. 長春：吉林大學, 2005．

［4］鄭伯華．中原油田文15斷塊油藏描述和剩余油分布規(guī)律研［D］.南充：西南石油學院，2006：16-34．

［5］諶世航，孫英娜，畢軍紅．商斜546斷塊油藏數(shù)值模擬及剩余油分析［J］. 內(nèi)蒙古石油化工, 2007（12）．

［6］鄭天龍，劉暢，張丹丹，黎永強，文勝男. 秦家屯油田 SN142塊綜合治理研究［J］. 廣東化工, 2012（13）．

Remaining Oil of Block SN142 and Research on the Next Measures

JIA Qiong，GUO Hong-yu
（Sinopec Northeast Oil & Gas Branch，Jilin Changchun 130062，China）

Block SN142 of Qinjiatun oilfield is located in Qinzhong anticline belt, and it has been through four times well pattern perfection and water injection adjustment since 2005. It is generally characterized by high water cut and low oil recovery rate. To solve the problem, it is necessary to carry out quantitative analysis of remaining oil distribution. In this paper, based on reservoir simulation of remaining oil, the injection-production relationship in plane and water drive effect in vertical were analyzed, and finally some measurements for water injection wells and oil production wells were put forward, such as improving water flooding effect, perfecting injection-production relationship, raising water injection intensity and so on. The measurements can effectively increase water-flooding producing reserves and improve oil recovery rate. And for oil wells, the improvement of water flooding effect is more vital.

Block SN142; Remaining oil; Reservoir simulation; Oil recovery rate

TE 357

： A

： 1671-0460（2015）05-1117-03

2015-03-01

賈瓊（1987-），女，吉林長春人，助理工程師， 2010年畢業(yè)于東北石油大學資源勘查工程專業(yè)，研究方向：從事石油開發(fā)技術工作。E-mail：jiaqiongbao@163.com。