秦小華(中國石油化工股份有限公司河南油田分公司采油一廠，河南 南陽 474780)

0 引言

河南油田采油一廠整裝多層油藏開發(fā)單元6個，控制地質儲量4518.26×104t，經(jīng)過近四十年的開發(fā)，已進入特高含水開發(fā)階段，綜合含水96.48%，采出程度40.65%，采油速度0.26%。目前整裝多層油藏開發(fā)主要存在二個方面問題：一是主體區(qū)水淹嚴重，剩余油高度分散，關停油井多，失控儲量大；二西南斷層及上傾區(qū)注采井距大，油井受效差，注水井憋壓欠注嚴重。針對這些問題，有必要對該單元進行進一步的注采調整，總結前期油井見效或不見效特征，同時結合剩余油分布情況，找出下步開發(fā)調整的思路，達到進一步改善單元開發(fā)效果的目的。

1 地質特征與開發(fā)概況

1.1 油藏地質特征

雙河油田ⅧⅨ油組地處河南省唐河縣和桐柏縣境內，位于南襄盆地泌陽凹陷西南部的雙河鼻狀構造西北部，為一由東南向西北抬起的單斜構造，地層傾向SE130～140o，傾角6～120o，屬構造巖性油藏。ⅧⅨ油組是雙河油田最大的一個開發(fā)單元，含油面積16.41km2，地質儲量1163.7×104t。單元由22個小層，86個含油砂體疊合而成，含油井段長245m，其中主力油層4個，單層14個(Ⅷ11-2、Ⅸ11、Ⅸ12、Ⅸ13、Ⅸ14、Ⅸ15、Ⅸ41、Ⅸ42、Ⅸ43、Ⅸ51、Ⅸ52、Ⅸ53、Ⅸ54、Ⅸ55為主力油砂體)，地質儲量820.28×104t，約占總儲量的70%；非主力油層18個，單層40個，地質儲量343.42×104t，約占總儲量的30%。

1.2 開發(fā)概況

雙河油田ⅧⅨ油組自1978年勘探發(fā)現(xiàn)工業(yè)油流以來，經(jīng)歷了基礎井網(wǎng)階段，“六五”層系細分調整，“七五”井網(wǎng)局部加密，“八五”主體部位井網(wǎng)二次加密，“九五”上傾尖滅區(qū)加密，“十五”局部細分完善調整，“十一五”井網(wǎng)完善調整。開發(fā)過程可以劃分為層系細分、一次加密、二次加密、上傾加密、局部完善、上傾區(qū)加密。截至2018年12月底，ⅧⅨ油組共有油井99口，開井58口，日產液量1402.1t，日產油量68.6t，平均單井日產液24.2t，平均單井日產油1.2t，綜合含水95.11%，采液速度4.53%，采油速度0.21%，采出程度35.31%；注水井92口，開井79口，日注水平2043.5m3，平均單井日注水量25.9m3，月注采比1.43，累計注采比1.32，目前地層壓力22.5MPa，總壓降-1.13MPa，壓力保持水平105.3%。

2 ⅧⅨ油組開發(fā)效果評價及影響因素

2.1 水驅開發(fā)效果評價

2.1.1 耗水率

耗水率指注水開發(fā)油田每采出一噸原油伴隨采出的水量，耗水率直接反映注入水的利用率。圖1為耗水指數(shù)與采出程度關系曲線，圖中直線明顯呈三段式。雖然耗水率隨著油田的開發(fā)不斷增大，但從直線的斜率可以看出，開發(fā)效果最好的為第一直線段，采出程度在0.2左右，第二直線段斜率開始明顯上升，耗水指數(shù)增加趨勢明顯增大，開發(fā)效果明顯變差，后期由于井網(wǎng)完善稍有改善。所以從耗水指數(shù)角度來看，目前雙河油田ⅧⅨ油組應該采取有效措施提高注水利用率，做好穩(wěn)油控水工作。

圖1 耗水指數(shù)與采出程度關系曲線圖

2.1.2 存水率

累積存水率是指每注一萬方水在地下孔隙空間中能存多少水。它是衡量注入水利用率的指標，存水率越高，注入水利用率越大。它的計算公式為：

在油田注水開發(fā)過程中，隨著原油采出量增加，注入水將不斷向油井井底推進，造成綜合含水率不斷上升，存水率越來越小。ⅧⅨ油組在前期累積存水率雖然有小幅下降但都基本保持在0.8以上，說明注水利用效果較好；隨著油藏的不斷開發(fā)，到1998年后，累積存水率開始持續(xù)不斷的下降，說明注入水利用率降低，開發(fā)效果變差；到后期有稍微的好轉，但效果不明顯?？傮w來看累計存水率是持續(xù)下降的，因此需采取有效措施，穩(wěn)油控水，進一步提高注水利用率，增加可采儲量。

2.2 影響因素

2.2.1 地質因素

地質特征。含油井段長，油水界面參差不齊，油砂體多，但主力油砂體相對集中；油層以薄層為主，儲層物性以低孔低滲為主；微觀孔隙類型以粒間溶孔為主，喉道以較細喉為主，孔隙度結構非均質嚴重；原油性質具有高含蠟、高凝固點、低黏度、中等膠質瀝青質含量、低飽和壓力、原油密度低、含硫量低的特點。

滲流特征。儲層巖石表面潤濕性為弱親水；束縛水飽和度高，殘余油飽和度高，兩相流動區(qū)間窄；儲層產油能力遞減快，采液能力弱，很難利用提高排液量改善開發(fā)效果。

2.2.2 井網(wǎng)因素

注采井距大，采油井普遍低能。上傾區(qū)屬前緣席狀砂沉積，物性相對較差，油井低能低產，注采井距大(243m)，油井受效差，目前普遍低能生產，平均單井日產油1.3t，日產液22.9m3，含水94.3%；關、停井點多，動態(tài)井網(wǎng)極不完善。

3 改善單元開發(fā)效果的建議

3.1 主力層上傾區(qū)合理注采技術對策

根據(jù)主力層上傾區(qū)的剩余油分布和井網(wǎng)控制情況，對主力層上傾區(qū)進行井網(wǎng)加密縮小注采井距、溫和注水優(yōu)化注采比等措施進行剩余油的挖潛。根據(jù)前面的合理注采技術界限研究情況，最佳井距為100～200m之間，最佳注采比在0.9～1.0之間，單層合理注水量在20～25m3/d。根據(jù)目前剩余油分布情況和當前井網(wǎng)分布特點，優(yōu)選單元西南斷層區(qū)進行合理注采挖潛。

單元西南斷層區(qū)長期超破裂壓力注水，人工裂縫發(fā)育，注入水沿裂縫發(fā)生水竄、水淹，基質內大量剩余油富集，注水開發(fā)效果差，采出程度僅29.78%。分質分壓注水后，壓力保持水平由89%升至178%，區(qū)域憋壓，存在井控風險，影響西南斷層區(qū)綜合調整。溫和注水合理控制注采比，在滲吸作用下，巖石基質中原油不斷流向裂縫，裂縫系統(tǒng)含油飽和度增加，滲吸作用可大幅提高水驅采收率。

在西南斷層區(qū)開展點弱面強溫和注水試驗，合理控制注水壓力、注水強度及注水速度，調整14井39層，總配注由970m3/d下調至410m3/d，平均單層注水量由26m3/d下調至11m3/d。充分發(fā)揮滲吸-驅替雙重作用，提高特低滲區(qū)域開發(fā)效果、降低井控風險。

3.2 長期封堵層剩余油再富集區(qū)挖潛技術對策

根據(jù)剩余油分布特征研究及單元長期封堵層現(xiàn)狀研究，對長期封堵層剩余油再富集區(qū)進行優(yōu)選，結合剩余油再富集控制因素研究，明確在水動力、浮力、毛細管力和摩擦力等四種力的作用下剩余油運聚特征、富集模式和動用時機，實施長期封堵層再富集剩余油挖潛。

在現(xiàn)有長期封堵層排查研究的基礎上，選?、?4層進行再富集剩余油挖潛。Ⅷ64層為窄條帶非主力油層，邊水能量強，儲層含油性好，平面上多井補孔初期產量較高，原油性質好，比重0.8271，黏度0.258厘泊(70℃)，水動力分異作用明顯，側緣注水井8-182、8-20井持續(xù)注水，促使周緣剩余油向低勢區(qū)富集，且該層封堵時間長，平面上近10年無井動用，為剩余油再富集留下充足時間，目前采出程度僅22.89%；

在優(yōu)選目標層的基礎上，選取剩余油再富集有利目標區(qū)，選取位于構造高部位的J9-195井進行挖潛動用，J9-195井于1989年投產Ⅷ64層，日產純油70t；后期因采油速度高，邊水指進快，至1993年封堵前2t×62m3×96.1%；該井封堵26年，末期仍有一定產能，且位于剩余油再富集的低勢閉合區(qū)，有利于剩余油重新富集。J9-195井2019.8.24日重復補孔Ⅷ64層，初期自噴日產油136t；3mm油嘴限液后，油壓1.58MPa，日產純油10t，截至2019年底累計增油1009t，增油效果顯著。

3.3 靜態(tài)剩余油挖潛技術對策

根據(jù)ⅧⅨ油組靜態(tài)剩余油挖潛現(xiàn)狀，對靜態(tài)剩余油目標區(qū)域進行優(yōu)選，油層識別技術，實施靜態(tài)集剩余油挖潛。按照“橫向到邊，縱向到底，逐層梳理”的原則，針對單元靜態(tài)剩余油目標區(qū)域單砂體厚度小、圈閉面積小、構造幅度低，孔滲低、電阻低的特征，運用單砂體細分刻畫、微構造刻畫，物性評價、產能評價，縱向類比、橫向類比、區(qū)塊類比的技術方法，尋找有利圈閉、有利儲層和有利電性，結合儲層評價、電性類比，綜合分析圈閉含油性實現(xiàn)水中找油，干區(qū)擴邊。2019年在ⅧⅨ油組識別出5個小型巖性油藏，驗證1個，擴邊新儲量層2個，初期日增產能18.6t，當年累計增油215t，新增地質儲量10.99×104t。

4 結語

綜上所述，針對ⅧⅨ油組地質特征及開發(fā)動態(tài)特征，應用油藏工程方法的手段，對ⅧⅨ油組平面上、縱向上剩余油分布規(guī)律進行了研究，明確剩余油“普遍分布、差異富集”的分布特征及剩余油分布主控因素。將研究成果應用于現(xiàn)場實施，形成了可借鑒的分析模式，提高單元采油速度顯著，現(xiàn)場應用47井次，增油0.4094萬噸。