薄霞　王杰

摘 要： 近年來由于大規(guī)?？碧介_發(fā)和強注強采，油田已近入高含水開發(fā)后期。不同的地質環(huán)境和開發(fā)方式會導致不同的剩余油分布模式，不同油田、不同區(qū)塊分布模式不同。影響剩余油分布的主要因素中，儲層因素是內(nèi)在的，開發(fā)因素是外在的。通過研究分析油藏開發(fā)高含水后期剩余油分布規(guī)律，定性及定量分類評價，從改善儲層非均質性的地質角度和調整注采狀況的開發(fā)角度入手，用動態(tài)、靜態(tài)結合和多學科結合的方法挖潛剩余油。

關鍵詞： 高含水；剩余油分布；采收率；井網(wǎng)完善；周期注水

近年來，由于大規(guī)模的勘探開發(fā)和強注強采，油田已近入高含水開發(fā)后期。油藏進入高含水開發(fā)后期，層間動用狀況差異較大，主力小層厚度大，物性好，滲透率相對較高，是主要的吸水層和產(chǎn)出層，而物性較差的層啟動壓力高，吸水量少甚至不吸水，導致Ⅰ類主力油層已嚴重水淹，而Ⅱ、Ⅲ類差油層又驅動不充分。油藏開發(fā)過程中由于綜合含水高、剩余油分布零散、層內(nèi)非均質性強，嚴重影響油藏的整體完善和措施挖潛。對潛力油層的重新認識與利用，不僅能有效提高油藏開發(fā)水平，同時也為高含水油藏尋找剩余油的分布提供了一條新的思路和方法。

1 油藏開發(fā)中存在的問題

1.1 事故井多，局部井網(wǎng)不完善

油藏經(jīng)過長期高壓注水，頻繁的井下作業(yè)，使油水井套管嚴重損壞。尤其是對開采時間長的油田，油水井套管壽命逐漸接近報廢期。油田開發(fā)向高含水后期發(fā)展，套管損壞更為加劇。由于大量的事故井損壞后未及時修復，造成水井無法正常注水，局部井網(wǎng)不完善，二三類儲層失去控制，而無法水驅動用，油井高含水低能。

1.2 層間矛盾突出，二三類層驅動用不充分油藏高含水開發(fā)過程中，由于主力小層厚度大，物性好，滲透率相對較高，表現(xiàn)為單層突進，對應油井表現(xiàn)為含水高、采出程度高，加劇了層間矛盾，其它小層吸水少或不吸水。由于層間吸水差異大，導致對應油井含水高，二三類油層動用相對較差。

2 剩余油分布規(guī)律

2.1 小層精細化分。油藏開發(fā)進入高含水中后期，儲層內(nèi)流體分布更加復雜、零散。在分析研究過程中，存在某些砂層劃分不盡合理的現(xiàn)象。本次研究在充分尊重原有小層對比、劃分意見的基礎上對某些劃分對比不合理的砂組、小層和砂體界線做了一定的調整。其劃分結果如下：在30%一40%之間。

2.2剩余油平面和縱向分布狀況。充分應用油藏地質模型及剩余油分布規(guī)律研究成果，根據(jù)剩余油的分布特點及控制因素，分析剩余油分布規(guī)律及剩余油平而和縱向分布狀況，提出挖潛方向。根據(jù)油藏數(shù)值模擬關于剩余油飽和度分布的研究，總結認為淮城油田西區(qū)沙二上2+3油藏剩余油飽和度的分布具有以下特點：（1）油氣過渡帶、氣頂附近，為防比氣竄避射的井層剩余油飽和度較大。S1.2小層的剩余油飽和度分布平而圖反映了構造高部位靠近氣頂

的井區(qū)射孔井段少，對比其它井區(qū)或其它層位，這些井區(qū)的剩余油飽和度要大。（2）油藏平而水淹嚴重，但局部地區(qū)仍有剩余油富集區(qū)。對于沙二上2+3油藏開采程度高、儲量動用程度高的主力油層，雖然油層平而上水淹嚴重，但受微構造、沉積微相、儲層巖性物性變化、井網(wǎng)控制程度及注采狀況的影響，局部地區(qū)仍有剩余油富集區(qū)。5小層剩余油飽和度分布圖基本反映剩余油富集特點，根據(jù)油藏水井吸水剖而統(tǒng)計資料及油井單采統(tǒng)計資料分析，沙二上2+3油藏砂壩主體井層的每米相對吸水量和單井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、綜合含水率比側緣相井位的普遍高，說明砂壩側緣相井層水淹程度明顯低于砂壩主體井層。（3）局部微構造高點的剩余油飽和度仍然相對較高。盡管s34小層大范圍水淹，剩余油飽和度一般低于30%，但這些小層局部高點剩余油飽和度仍然比其它井區(qū)高出近10%。（4）受油層邊界控制，在斷層附近剩余油相對較富集。一方而由于受斷層限制，注入水難以完全波及到斷層附近，斷層附近生產(chǎn)井一般為單方向受效，靠近斷層區(qū)域效果相對較差，形成較為有利的剩余油富集區(qū)；另一方而在斷層形成過程中，斷層附近油層形成次生裂縫，單位體積孔隙空間大，儲量豐度高；另外受斷層的牽引作用，往往形成局部構造高點，為剩余油富集提供了有利場所。（5）剩余油潛力主要存在于注水效果差和注采井網(wǎng)控制差的地區(qū)。由于受儲層分布和連通性的影響以及事故油水井所占比例不斷加大，油層局部地區(qū)注采井網(wǎng)完善性差，水驅油效率低，從而形成相對富集的剩余油潛力區(qū)，并主要以平而零星分布為主。s4等小層剩余油飽和度平而分布圖說明，盡管這些油層的油水井較多，但仍存在注采井網(wǎng)控制較差的地區(qū)，這些地區(qū)正是剩余油飽和度分布較高的區(qū)域。（6）剩余油綜合評價。綜合分析剩余油定性及定量研究成果，對剩余油進行分類評價。由于受儲層分布和連通性的影響以及事故油水井所占比例不斷加大，油層局部地區(qū)注采井網(wǎng)完善性差，水驅油效率低，從而形成相對富集的剩余油潛力區(qū)，并主要以平而零星分布為主。s34等小層剩余油飽和度平而分布圖說明，盡管這些油層的油水井較多，但仍存在注采井網(wǎng)控制較差的地區(qū)，這些地區(qū)正是剩余油飽和度分布較高的區(qū)域。

3 治理思路

在油田開發(fā)高含水后期，由于在注水開發(fā)中、高滲透砂巖油田為主體，主力油層已大面積遭水淹，而二、三類油層動用相對較差。針對目前高含水開發(fā)后期，二三類層動用程度較低、剩余油分布連片性差的狀況，通過事故井大修恢復，水井降低無效注水，建立高效注水開發(fā)方式，應用二氧化碳驅油技術等，充分啟動差層，強化分類儲層動用，從而達到改善油藏開發(fā)效果，達到提高采收率的目的。

4 主要做法與效果

4.1重建局部井網(wǎng)，提高水驅控制程度

重建二三類層井網(wǎng)。通過大修、封堵、分注、堵水，對厚油層全封再射，增加水驅控制儲量17.8x 104t，增加水驅動用儲量14.8x 104t；重組一類層井網(wǎng)。通過拉大主力井網(wǎng)井距提液，加強次主力層，減弱主力層吸水。實施大修、分注，恢復增加水驅控制儲量33.0x 104t，增加水驅動用儲量23.2x104t；以精細注水為中心，有效實現(xiàn)注水結構轉移。以大修和分注、補孔為主，新增注水層17.6m/7n，增加水驅控制儲量7.3 x 104t，水驅動用儲量4.2x 104t；精細挖潛、控制遞減。剩余油分布零散，不連片分布，立足于單井組，進行配套工藝技術集成應用。通過老井大修、擠堵、側鉆等手段組建二三類層井組，進行單砂體先期注水培養(yǎng)，井組挖潛取得了較好的開發(fā)效果。

4.2實施事故井的大修恢復，完善二三類注采井網(wǎng)

高含水油藏開發(fā)后期，由于井況的大量損壞，油藏井網(wǎng)遭到破壞，有注無采和有采無注現(xiàn)象嚴重，這就給油田的開發(fā)帶來一系列的麻煩。通過油藏描述及剩余油分布研究，找出剩余油的主要集中層位，通過實施事故井大修等手段逐漸建立和完善一些潛力差層的注采井網(wǎng)。

4.2 建立高效的注水開發(fā)方式，擴大水驅波及體積

高含水油藏開發(fā)后期，主力采油層已嚴重水淹，而二三類差油層又驅動不充分，這就需要一套高效的注水開發(fā)方式。周期注水是周期地改變地層注入和地層液體的狀態(tài)，可以提高驅替效率和采收率。某區(qū)塊進入高含水期開采后，在穩(wěn)定注水條件下，注入水很難擴大波及體積，大部分水沿已經(jīng)形成的水竄通道采出至地面，使注入水的利用率越來越低；而且伴隨油田采出水量逐漸增加，開發(fā)工作量逐漸加大，措施效果逐年變差，井況也越來越差。因此要控制油井含水上升速度，減緩老井遞減尤為重要。2013年下半年開展基礎井網(wǎng)主力油層周期注水，采取整體異步周期注水方式，兩油層交替周期注水，半周期定為 6 個月。從兩周期執(zhí)行下來的效果可以看出，產(chǎn)量遞減和含水上升速度均得到了有效的控制。

參考文獻

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