趙 輝，李坪東，楊 帆，馬 騁

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710016；3.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第十一采油廠，甘肅慶陽(yáng) 745000）

研究區(qū)屬于兩套層系局部疊合，兩套井網(wǎng)獨(dú)立開發(fā)油藏[1，2]。其中K4-1 層砂體走向呈北東～南西向，平均厚度18.7 m，孔隙度18.4%、滲透率19.3 mD，為巖性油藏；K4-2 層砂體走向呈北西～南東向，平均厚度7.7 m，孔隙度15.5%、滲透率9.6 mD，為構(gòu)造-巖性油藏，底水較發(fā)育，以直接接觸為主；K4-1 物性好于K4-2，油藏共探明含油面積1.91 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量106.04×104t。

K44 油藏目前油井總井?dāng)?shù)43 口，開井38 口，井口日產(chǎn)液水平240 t，井口日產(chǎn)油水平71 t，綜合含水70.4%，平均動(dòng)液面1 692 m，單井日產(chǎn)油能力1.9 t；水井總井?dāng)?shù)16 口，開井15 口，日注水440 m3，平均單井日注水28 m3，月注采比1.64，累計(jì)注采比1.46，地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度2.44%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度22.98%，可采儲(chǔ)量采油速度12.2%，可采儲(chǔ)量采出程度114.9%。

研究區(qū)目前K4-1、K4-2 層水驅(qū)狀況復(fù)雜，剩余油分布特征不清晰[3]。K4-1 層?xùn)|部中含水高采出，西南部邊緣高含水低采出，平面水驅(qū)狀況復(fù)雜；K4-2 層西北部中含水高采出，東、中部高含水低采出，平面水驅(qū)狀況復(fù)雜。導(dǎo)致下步挖潛對(duì)策缺少針對(duì)性。

本次研究先從剩余油分布特征入手，總結(jié)剩余油控制因素。再制定針對(duì)性的挖潛措施，并利用數(shù)值模擬技術(shù)，開展剩余油挖潛效果預(yù)測(cè)，為進(jìn)一步提高研究區(qū)油藏儲(chǔ)量的控制和動(dòng)用程度、改善開發(fā)效果提供依據(jù)。

1 剩余油分布特征研究

通過研究區(qū)K4-1、K4-2 油層的剩余油飽和度分布圖，可以看出，剩余油分布特征主要有如下幾個(gè)特點(diǎn)[4]：

（1）物性較好部位剩余油富集：研究區(qū)為巖性油藏，受巖性及物性控制程度高，物性較好的區(qū)域剩余油飽和度較高。

（2）平面剩余油相對(duì)富集：隨著注水開發(fā)，K4-1 層剩余油相對(duì)富集，在油水井間呈條帶狀分布，K4-2 層剩余油零星分布，富集于油水井間未波及區(qū)域。

（3）縱向各層剩余油差異大：縱向上K4-1 層剩余油相對(duì)富集，集中在K4-1 層上段；K4-2 層剩余油分布較為零散，局部剩余油富集。

2 剩余油受控因素分析

結(jié)合靜態(tài)研究、動(dòng)態(tài)分析成果，對(duì)剩余油受控因素進(jìn)行剖析。

2.1 平面剩余油受控因素

（1）構(gòu)造影響。油田經(jīng)過較長(zhǎng)時(shí)間的開發(fā)，特別是注水開發(fā)后，油層的原始油水界面將隨著開發(fā)的進(jìn)程發(fā)生改變。之前的圈閉內(nèi)的油水界面將微構(gòu)造分成了不同的微型圈閉，這時(shí)微構(gòu)造的形態(tài)往往對(duì)剩余油的富集起主導(dǎo)作用。例如K41-28、K42-30 等井位于構(gòu)造高部位，油層下部含水飽和度高，上部含水飽和度低，高部位注水后，水往下部突進(jìn)，剩余油逐漸向上聚集，構(gòu)造高部位含油富集。

（2）井網(wǎng)不完善。在研究中發(fā)現(xiàn)K4-1 局部存在井網(wǎng)不完善區(qū)域，如K41-30-K41-31 之間，油藏中部以反九點(diǎn)井網(wǎng)控制，但該部位1 口注水井只對(duì)應(yīng)3 口油井，井網(wǎng)不完善，含油飽和度在45%以上，存在剩余油富集區(qū)。

2.2 剖面剩余油受控因素

（1）注采不對(duì)應(yīng)。局部存在注采不對(duì)應(yīng)情況，例如K42-32 注K4-122，K43-32 和K41-32 產(chǎn)K4-121，在該區(qū)域內(nèi)K4-122有注無(wú)采，而K4-121有采無(wú)注，造成K4-121剩余油富集。

（2）井距過大。K205-16 和K205-17 井間井距超過300 m，周邊無(wú)注水井，屬于自然能量開采，剩余油呈厚油層狀富集，含油飽和度50%作用，造成剩余油在兩井之間富集。

（3）水驅(qū)不均。通過水驅(qū)前緣分析，K44 區(qū)水驅(qū)前緣形態(tài)主要分為兩類，反韻律型和紡錘型，反韻律沉積，砂體內(nèi)部在垂向上巖石顆粒自下而上由細(xì)變粗，水驅(qū)沿上段突進(jìn)剩余油在下段富集，底部低滲透帶控制高含水開發(fā)后期剩余油。紡錘型水驅(qū)沿中部突進(jìn)，砂體內(nèi)部上下兩段低滲透段，造成了剩余油在砂層頂?shù)锥味加懈患?/p>

3 剩余油挖潛對(duì)策及效果預(yù)測(cè)

從研究結(jié)果來看，K4-1 平面剖面剩余油都有富集，K4-2 以剖面剩余油富集。針對(duì)不同的控制因素，制定了相應(yīng)的挖潛對(duì)策（見表1）。

表1 剩余油挖潛對(duì)策表

利用數(shù)值模擬技術(shù)，對(duì)部分方案進(jìn)行了效果預(yù)測(cè)，為方案實(shí)施提供依據(jù)。

預(yù)測(cè)一：局部井網(wǎng)加密。根據(jù)平面剩余油分布圖來看，K4-1 油藏中部含油飽和度相對(duì)較高（47.3%），剩余油呈條帶狀分布，設(shè)計(jì)部署加密井6 口，數(shù)模模擬預(yù)測(cè)，實(shí)施加密后，日產(chǎn)油比目前方案多15 t、含水率下降10%左右，至預(yù)測(cè)模型累產(chǎn)油將增加0.9×104t（見圖1）。

圖1 局部井網(wǎng)加密效果預(yù)測(cè)曲線

預(yù)測(cè)二：剖面治理。以K43-35 井為例：剖面治理后注水波及形態(tài)從尖峰狀變?yōu)榫鶆蛐螒B(tài)，預(yù)測(cè)至末期井組累積增油0.41×104t（見圖2）。

圖2 剖面治理前后注水驅(qū)效果圖（上：治理前、下：治理后）

預(yù)測(cè)三：補(bǔ)孔。為完善局部注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，實(shí)施油水井補(bǔ)孔措施6 口。通過數(shù)值模擬預(yù)測(cè)，補(bǔ)孔后至預(yù)測(cè)末期單井含水率較原方案下降1.5%～4.5%，累積增油0.35×104t。

預(yù)測(cè)四：開窗側(cè)鉆。在因套損導(dǎo)致的儲(chǔ)量失控部位，部署開窗側(cè)鉆井，挖潛剩余油。通過數(shù)值模擬預(yù)測(cè)，開窗側(cè)鉆后，單井日產(chǎn)油3 t，含水率25%，累積產(chǎn)油達(dá)到0.8×104t。

數(shù)值模擬效果預(yù)測(cè)，為挖潛方案的實(shí)施提供了依據(jù)，截止目前已實(shí)施補(bǔ)孔5 口、剖面治理2 口、開窗側(cè)鉆1 口且取得一定的效果。

層內(nèi)補(bǔ)孔：按照數(shù)值模擬預(yù)測(cè)效果指導(dǎo)層補(bǔ)孔5口。注入端實(shí)施水井層內(nèi)補(bǔ)孔3 口，整體水驅(qū)動(dòng)用程度由47.2%上升到52.3%；采出端：油井補(bǔ)孔暫堵壓裂2 口，整體儲(chǔ)量控制程度由87.4%上升到90.1%。累積增油358 t。

剖面治理：K4-1 層，K43-29 井組小層注采不對(duì)應(yīng)，實(shí)施水井補(bǔ)孔措施，完善注采關(guān)系，吸水厚度由2.0 m上升到7.0 m，水驅(qū)動(dòng)用程度由24.1%上升到47.7%，治理后井組累積增油271 t。K4-2 層K43-35 井吸水剖面呈尖峰狀吸水，對(duì)該井實(shí)施補(bǔ)孔+堵水調(diào)剖后，剖面呈均勻吸水，水驅(qū)動(dòng)用程度提高了55.7%，對(duì)應(yīng)井組目前含水穩(wěn)定。

開窗側(cè)鉆：結(jié)合剩余油刻畫成果和數(shù)值模擬預(yù)測(cè)效果，在因套損導(dǎo)致K4-2 儲(chǔ)量失控區(qū)域，優(yōu)化部署開窗側(cè)鉆井1 口，投產(chǎn)后初期日產(chǎn)油2.6 t，產(chǎn)能恢復(fù)率92.9%，剩余油挖潛效果較好。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

通過剩余油分布特征研究，分析平面剖面剩余油富集主控因素，并制定了針對(duì)性的挖潛對(duì)策，利用數(shù)值模型開展實(shí)施效果預(yù)測(cè)，為下步油田開發(fā)調(diào)整提供了依據(jù)，并取得了以下認(rèn)識(shí)和建議。

（1）K4-1 層?xùn)|部中含水高采出，西南部邊緣高含水低采出，平面水驅(qū)狀況復(fù)雜；K4-2 層西北部中含水高采出，東、中部高含水低采出，平面水驅(qū)狀況復(fù)雜。導(dǎo)致下步挖潛對(duì)策缺少針對(duì)性。

（2）隨著注水開發(fā)，K4-1 層剩余油相對(duì)富集，在油水井間呈條帶狀分布，K4-2 層剩余油零星分布，富集于油水井間未波及區(qū)域。

（3）研究區(qū)平面剩余油富集受控于局部構(gòu)造高部位、井網(wǎng)不完善；剖面上剩余油受控于注采不對(duì)應(yīng)、井距過大、水驅(qū)不均等因素。

（4）通過數(shù)值模擬效果預(yù)測(cè)，指導(dǎo)了剩余油挖潛實(shí)施，從實(shí)際效果看，層內(nèi)補(bǔ)孔完善注采對(duì)應(yīng)關(guān)系、剖面治理改善剖面平面水驅(qū)、開窗側(cè)鉆提高儲(chǔ)量控制程度，綜合實(shí)施后，剩余油挖潛效果較好。