汪耀宗，康 波，何 潔，左 毅，黃 英

（1.中國石油吐哈油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆哈密 839009；2.中國石油吐哈油田分公司鄯善采油廠，新疆鄯善 838202）

KN 油田位于南圖爾蓋盆地阿希塞凸起的中部，是一個軸向為東南-南北的完整背斜構(gòu)造，油藏主要在下白堊和中侏羅統(tǒng)陸源沉積層中發(fā)育[1，2]，屬辮狀河、曲流河和湖相三角洲沉積。油藏類型為邊底水構(gòu)造油藏，分4 套開發(fā)層系。儲層以中-高孔、中-高滲為主，非均質(zhì)性強，原油屬輕質(zhì)油。

油田1995 年4 月進(jìn)行試采，同年9 月正式投入開發(fā)，1996 年11 月開始注水。油田初期采用邊部注水的開發(fā)方式，后期隨著開發(fā)的深入，經(jīng)過局部井網(wǎng)加密、層系互調(diào)和注采井網(wǎng)調(diào)整后，增加了內(nèi)部點狀和面積注水井點，注采井網(wǎng)轉(zhuǎn)為反九點法。經(jīng)過一系列的開發(fā)調(diào)整，油田高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)持續(xù)了9 年，采油速度由1.03%提高到3.45%，綜合含水上升到87.7%，取得了較好的開發(fā)效果。

在油田建產(chǎn)初期，含水上升速度較慢，進(jìn)入快速建產(chǎn)期和穩(wěn)產(chǎn)期后，隨著注水量的增大，含水快速上升，受高含水影響，部分采油井轉(zhuǎn)層或關(guān)井，注水井停注或改注別的層位導(dǎo)致注采井網(wǎng)不完善，油井以單向水驅(qū)為主，多向水驅(qū)僅占11.5%。在進(jìn)入特高含水期后，受儲層物性較好但非均質(zhì)性強的影響，在儲層內(nèi)已形成優(yōu)勢水流通道，常規(guī)注水很難提高波及體積和面積，含水持續(xù)上升，導(dǎo)致開發(fā)效果變差，自然遞減在25%以上，采油速度下降到0.5%。

KN 油田目前含水98.7%，已進(jìn)入特高含水開發(fā)后期，油田開發(fā)面臨水淹嚴(yán)重、開井率低、產(chǎn)量遞減大、注水利用率低等一系列問題，且國內(nèi)外對特高含水開發(fā)后期剩余油缺乏經(jīng)濟有效的挖潛手段，為進(jìn)一步提高油田采收率和經(jīng)濟效益，為同類型油田提供剩余油挖潛經(jīng)驗，本次研究通過開展精細(xì)地質(zhì)和剩余油分布規(guī)律研究，引入優(yōu)勢動用潛力豐度指明剩余油動用潛力，以此搞清地下流體分布狀況，厘清水淹特征和規(guī)律，摸清剩余油分布特征，提出以周期注水為主，輔以調(diào)堵結(jié)合和常規(guī)增油措施挖掘剩余油的技術(shù)對策，指導(dǎo)同類型油田剩余油挖潛。

1 精細(xì)地質(zhì)研究

1.1 精細(xì)小層對比

KN 油田主要發(fā)育中侏羅統(tǒng)J2kr、上侏羅統(tǒng)J3km 和J3ak 以及下白堊統(tǒng)K1nc1 地層，主要目的層發(fā)育在K1nc1 和J3km 的M-Ⅰ、M-Ⅱ、Ю-Ⅰ、Ю-Ⅱ、Ю-Ⅲ和Ю-Ⅳ等6 套砂層組中。利用完鉆井測井資料對該區(qū)地層對比標(biāo)志層和輔助標(biāo)志層進(jìn)行重新劃分，充分考慮油砂層在不同沉積環(huán)境中的發(fā)育情況，巖性變化和沉積相帶的相互關(guān)系，采用“旋回對比、分級控制”的原則[3]，使每個小層厚度相對均勻，每個小層有1～3 個砂層，盡量不破壞砂層的連續(xù)性。將原來的6 套砂層組細(xì)分為15 個小層（見表1）。

表1 KN 油田小層劃分方案

1.2 沉積微相研究

1.2.1 KN 油田沉積微相劃分 綜合分析KN 油田的巖心、沉積序列、測井響應(yīng)特征、區(qū)域沉積背景和KN油田沉積模式，結(jié)合前人的研究成果[4，5]，認(rèn)為KN 油田下白堊統(tǒng)上段沉積以曲流河（河道、河堤岸和泛濫平原）為主，發(fā)育河床滯留、邊灘、天然堤、決口扇、河漫灘、河漫湖泊等微相；下白堊統(tǒng)下段沉積以辮狀河（河道、河漫）為主，發(fā)育河床滯留、心灘、河漫灘等微相；上侏羅統(tǒng)沉積以三角洲平原和三角洲前緣為主，發(fā)育水下分流河道、堤壩和決口扇等微相[6，7]。

2 精細(xì)剩余油研究

2.1 油藏數(shù)值模擬研究

油藏優(yōu)勢動用潛力評價方法通過利用含油飽和度、剩余油儲量豐度、水油相對流度比、滲透率等進(jìn)行綜合決策，引入優(yōu)勢潛力豐度和優(yōu)勢動用潛力豐度兩個指標(biāo)，精細(xì)刻畫特高含水期剩余油潛力分布，指明剩余油挖潛方向。

優(yōu)勢潛力豐度：原油的分流能力與含水飽和度的非線性關(guān)系可以在不同含油飽和度下的油水相對滲透率關(guān)系曲線中得到體現(xiàn)[8]。

為了同時反映剩余油儲量豐度和可流動原油在不同含水飽和度下的分流能力，在剩余油儲量豐度的基礎(chǔ)上，引進(jìn)優(yōu)勢潛力豐度系數(shù)，進(jìn)而得出優(yōu)勢潛力豐度評價指標(biāo)。

優(yōu)勢動用潛力豐度：優(yōu)勢動用潛力豐度可以充分反映儲層物性的滲透率和水驅(qū)油波及體積的流度比。把剩余油飽和度、儲量豐度、優(yōu)勢潛力豐度、滲透率、流度比等影響油藏可動潛力指標(biāo)歸一化到[0，1]區(qū)間。儲層滲透率、油層有效厚度、剩余油飽和度、剩余油儲量豐度指標(biāo)越大，剩余油潛力越好，采用升半梯形分布。同時油水相對流度比越小，可動剩余油潛力越大，采用降半梯形分布。以此建立評價指標(biāo)的無量綱參數(shù)矩陣，再把矩陣與各參數(shù)權(quán)重向量進(jìn)行模糊變換，求出剩余油優(yōu)勢動用潛力指標(biāo)，以此精細(xì)刻畫區(qū)塊剩余油潛力。

2.2 油藏工程法研究

油藏工程方法根據(jù)物質(zhì)平衡原理，利用油藏動態(tài)監(jiān)測資料，通過計算存水半徑識別水淹范圍，計算泄油半徑識別采出情況，結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)分析，研究水淹級別。

應(yīng)用存水半徑和泄油半徑公式計算過程中，認(rèn)為儲層內(nèi)能被水驅(qū)動的油逐步被活塞式驅(qū)動推入采油井后被采出，則采出的油量必須有等量的水存入，存水半徑和泄油半徑計算公式[9,10]分別為公式（1）和公式（2）：

式中：rw-存水半徑，m；Wk-累計存水量，m3；ro-泄油半徑，m；Boi-原油體積系數(shù)，無因次量；NP-累計產(chǎn)油，t；ρo-原油地面密度，g/cm3；Ewt-t 時水驅(qū)波及體積系數(shù)。

將上式計算的存水半徑和泄油半徑繪制在小層平面圖上，再根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)，結(jié)合儲層發(fā)育狀況、滲透率變化情況、沉積微相展布、微構(gòu)造分布、井控程度和儲層動用情況，分析地下流體運動情況。最后定量計算在不同水淹級別下和不同影響因素控制下的地質(zhì)儲量和潛力儲量，從而為油田開發(fā)調(diào)整決策提供重要依據(jù)。

2.3 剩余油分布規(guī)律研究

根據(jù)上述剩余油研究方法，在國內(nèi)外剩余油調(diào)研成果和俞啟泰、韓大匡教授對剩余油的研究成果基礎(chǔ)上[11-13]，結(jié)合油田實際情況，將KN 油田剩余油歸納為平面剩余油、層內(nèi)剩余油和層間剩余油三種。

2.3.1 平面剩余油分布規(guī)律 根據(jù)數(shù)值模擬和油藏動態(tài)分析研究成果，繪制了油水分布圖。在此基礎(chǔ)上，分析和統(tǒng)計了剩余油分布情況和潛力大小。按地質(zhì)和井網(wǎng)條件，將平面剩余油劃分為四種類型：

（1）無井網(wǎng)控制型：包括只能靠天然能量開發(fā)從而聚集的剩余油。分布于透鏡體砂體、只注不采或只采不注的窄條帶狀砂體。

（2）差油層型：主要分布于油層較薄且物性較差的區(qū)域。

（3）單向受效型：該類剩余油成因主要是由于砂體在其他方向尖滅或注水效果差，導(dǎo)致油井為單向水驅(qū)，從而有剩余油富集。

（4）滯留區(qū)型：由于相鄰油水井之間部分區(qū)域注水無法波及，導(dǎo)致剩余油富集，或在斷層附近和微構(gòu)造高點附近無法采出從而導(dǎo)致有剩余油富集。

根據(jù)平面剩余油的成因可以看出，平面剩余油主要呈零星分布、高度分散，多為孤島狀活窄條帶狀。

2.3.2 層內(nèi)剩余油分布規(guī)律 層內(nèi)剩余油研究主要依靠水洗檢查取心井、井網(wǎng)加密井以及數(shù)值模擬進(jìn)行研究。KN 油田近年已無新井井位，根據(jù)2010-2013 年間的新鉆井資料可以分析出不同韻律砂體的水淹情況有一定的差異，剩余油分布也不同[14，15]，層內(nèi)剩余油與砂體縱向韻律關(guān)系密切。

（1）正韻律油層：受注入水沿底部推進(jìn)快導(dǎo)致剩余油主要在頂部富集。

（2）反韻律油層：注入水受重力和毛細(xì)管力的影響，在沿頂部推進(jìn)的同時，注入水逐漸往底部推進(jìn)，反韻律油層水線推進(jìn)在縱向上較為均勻，但在底部容易有剩余油富集。

（3）復(fù)合韻律油層：該類油層剩余油主要富集在滲透率較差或水驅(qū)效果差的薄油層以及部分均質(zhì)油層的上部。

2.4 KN 油田剩余油分布規(guī)律

利用油藏工程法和油藏數(shù)值模擬法在KN 油田剩余油研究成果，根據(jù)歸納總結(jié)出的平面、層內(nèi)剩余油分布規(guī)律，結(jié)合KN 油田實際情況，可以得出KN 油田目前剩余油分布規(guī)律：平面水淹嚴(yán)重，剩余油呈高度零星分散；正韻律儲層頂部剩余油富集，反韻律儲層底部剩余油富集，復(fù)合韻律儲層剩余油主要在滲透率相對較低部位富集。

3 剩余油挖潛對策

根據(jù)KN 油田剩余油分布規(guī)律可以看出，油田自進(jìn)入特高含水期后剩余油挖潛難度大，自2014 年后已無優(yōu)質(zhì)井位，依靠三次采油理論挖掘剩余油經(jīng)濟效益較差。為最大限度挖掘剩余油，控制油田產(chǎn)量遞減，實現(xiàn)油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，提高最終采收率，通過廣泛調(diào)研國內(nèi)外高含水、特高含水期剩余油挖掘技術(shù)對策，制定了適合于KN 油田的以周期注水為主，輔以注水井調(diào)剖-采油井堵水的調(diào)堵結(jié)合、優(yōu)選成本較低的增油措施的剩余油挖潛技術(shù)對策，經(jīng)過4 年的現(xiàn)場實施，油井利用率提高到85%以上，自然遞減控制到15%以內(nèi)，采收率提高8.5%，取得了顯著效果。

3.1 周期注水挖掘剩余油

周期注水是利用注入水在不同滲透層中滲流速度不同，通過周期性的改變注水量大小，使儲層內(nèi)產(chǎn)生周期性的增壓和降壓過程，從而使不同滲透層間的流體產(chǎn)生相互流動[16]，從而更好的動用低滲透儲層。

根據(jù)周期注水選井原則、確定注水周期原則[17]、注水量確定原則，結(jié)合KN 油田實際情況，共確定可實施周期注水8 個井區(qū)（M-Ⅰ+Ⅱ?qū)? 個、Ю-Ⅲ層4 個），并優(yōu)選M-Ⅰ+Ⅱ?qū)拥诙畢^(qū)、Ю-Ⅲ層第五井區(qū)進(jìn)行先導(dǎo)試驗，確定注水半周期為15 天，注水量為正常注水時的80%左右。自2014 年實施至今，兩個井區(qū)累積增油8.5×104t，兩個井區(qū)老井月自然遞減較實施周期注水前分別下降1.2%和1.9%（見圖1）。

圖1 KN 油田周期注水效果

3.2 調(diào)堵結(jié)合挖掘剩余油

通過對注水井進(jìn)行調(diào)剖，采油井進(jìn)行堵水，可以有效調(diào)整高滲層和中低滲層流體運動方向，提高注入水在中低滲層的波及體積，達(dá)到改善注水開發(fā)效果的目的[18]，從而提高油田最終采收率。KN 油田自2014 年至今共實施注水井調(diào)剖79 井次，對應(yīng)油井172 井次，其中堵水61 井次，累積增油3.7×104t，調(diào)剖堵水后油田剖面動用程度由68.9%增加到79.6%。

3.3 常規(guī)增油措施挖掘剩余油

根據(jù)剩余油在平面、層內(nèi)分布規(guī)律，結(jié)合周期注水、調(diào)剖堵水、生產(chǎn)動態(tài)分析，在油田剩余油富集區(qū)優(yōu)選補孔、轉(zhuǎn)層、酸化等增油措施；根據(jù)研究成果重新分析關(guān)停井潛力，制定關(guān)停井恢復(fù)治理方案，多舉措挖掘剩余油。2014 年至今共實施各類增油措施230 口，措施有效率88.3%，措施當(dāng)年累積增油19.9×104t；關(guān)停井恢復(fù)生產(chǎn)69 井次，累積增油4.1×104t（見表2）。

表2 KN 油田2014-2018 年措施效果統(tǒng)計

4 結(jié)論

基于精細(xì)小層對比和沉積微相研究，結(jié)合油藏數(shù)值模擬和油藏工程方法，對KN 油田特高含水期剩余油分布規(guī)律進(jìn)行了研究。根據(jù)研究成果提出的以周期注水為主，輔以調(diào)堵結(jié)合和常規(guī)增油措施挖掘剩余油的技術(shù)對策，經(jīng)過現(xiàn)場實施，證明該技術(shù)對策能有效挖掘特高含水后期油田的剩余油，對國內(nèi)外即將進(jìn)入特高含水開發(fā)階段的同類型油田挖掘剩余油具有指導(dǎo)意義。