段波龍，李垚銀，孫志雄，常志勇，黨思思，馬艷清

(中國(guó)石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

中國(guó)西部大部分油田儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，注水開(kāi)發(fā)采收率低，剩余油普遍呈現(xiàn)“整體分散、局部富集”的格局[1-2]。新疆油田夏鹽11井區(qū)油層埋藏深且變化較大，由于油水同層、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)以及油砂體構(gòu)造變化快導(dǎo)致夏鹽11井區(qū)具有油水分布復(fù)雜、物性分布差異大等特點(diǎn)，是典型的低滲強(qiáng)非均質(zhì)性油氣藏。夏鹽11井區(qū)投入開(kāi)發(fā)后，油藏地層能量分布不均，部分油井水竄嚴(yán)重、含水快速上升，出現(xiàn)產(chǎn)液下降快、能量不足的現(xiàn)象，表明研究區(qū)砂體既有成片連續(xù)性分布、也有分布零散，剩余油受砂體平面非均質(zhì)性、物性差異影響嚴(yán)重。杜殿發(fā)等[3]對(duì)砂體疊置關(guān)系和剩余油分布開(kāi)展了研究，但并沒(méi)有深入細(xì)致分析不同砂體類(lèi)型和剩余油分布的內(nèi)在關(guān)系。因此，通過(guò)數(shù)值模擬、油藏工程方法以及動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)等明確油藏水驅(qū)特征，準(zhǔn)確刻畫(huà)不同類(lèi)型剩余油分布規(guī)律[4-6]。在此基礎(chǔ)上，評(píng)價(jià)不同類(lèi)型剩余油分布的影響因素并進(jìn)行剩余油分布特征及控油模式研究，制訂剩余油挖潛對(duì)策，落實(shí)油藏開(kāi)發(fā)調(diào)整的潛力區(qū)，最終提出夏鹽11井區(qū)不同類(lèi)型砂體剩余油合理挖潛對(duì)策。

1 區(qū)塊概況

夏鹽11井區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地陸梁油田西南約32 km處，為一受斷裂遮擋的巖性構(gòu)造油藏。該油藏儲(chǔ)層為中孔、低滲儲(chǔ)集層，平均埋深為2 390 m，目的層J1s21以砂泥巖互層為主，整體發(fā)育穩(wěn)定，連續(xù)性較好，地層壓力約為22 MPa，孔隙度為15%，平均滲透率為16.85 mD，平均油層厚度為15.62 m，具有連片分布的特征。主力油層單層大部分區(qū)域變異系數(shù)大于0.7，突進(jìn)系數(shù)大于3，非均質(zhì)性嚴(yán)重。夏鹽11井區(qū)共有52口采油井，開(kāi)井32口，日產(chǎn)油為386.5 t/d，綜合含水率為53.8%，采油速度為1.9%，水驅(qū)控制程度達(dá)到90%以上；有18口注水井，開(kāi)井15口，日注水量為1 216.8 m3/d，月注采比為1.27。累計(jì)采油量為90.99×104t，采出程度為13.7%，累計(jì)注水量為153.4×104t，累計(jì)注采比為0.98。夏鹽11井區(qū)基礎(chǔ)井網(wǎng)為280 m不規(guī)則反七點(diǎn)井網(wǎng)，后期油井轉(zhuǎn)注開(kāi)發(fā)變?yōu)椴灰?guī)則井網(wǎng)(圖1)。夏鹽11井區(qū)從2013年全面投入開(kāi)發(fā)，至今經(jīng)歷了產(chǎn)能建設(shè)、高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、產(chǎn)量遞減3個(gè)開(kāi)發(fā)階段，目前處于產(chǎn)量遞減階段。由于夏鹽11井區(qū)儲(chǔ)層非均質(zhì)性極強(qiáng)，剩余油分布描述難度較大。

圖1 夏鹽11井區(qū)J1s21油層頂面構(gòu)造圖

2 剩余油分布特征及影響因素

利用油藏工程方法、數(shù)值模擬方法、動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)方法對(duì)油藏平剖面剩余油進(jìn)行研究。

2.1 平面剩余油分布

夏鹽11井區(qū)J1s21油藏注采井網(wǎng)較完善，水驅(qū)控制和動(dòng)用程度較高，總體開(kāi)發(fā)效果較好，目前主力區(qū)塊采收率平均為25.9%，開(kāi)發(fā)效果綜合評(píng)價(jià)為Ⅰ類(lèi)。但是，油藏總體已處于產(chǎn)量遞減階段，各井之間存在較大差異。受層內(nèi)非均質(zhì)性以及隔夾層影響，夏鹽11井區(qū)目前總體上以中、高含水井為主，高含水井目前平均含水率為82.6%～86.6%，日產(chǎn)油較低，平均為1.1～1.8 t/d；低含水高產(chǎn)井的日產(chǎn)油平均為11.8 t/d；低—中含水中產(chǎn)井日產(chǎn)油平均為6.1 t/d。

利用油藏工程方法，并與地質(zhì)特征相結(jié)合進(jìn)行分析，認(rèn)為剩余油分布主要特征為：①河道砂體厚度大，儲(chǔ)層物性好，沿主河道方向形成注采優(yōu)勢(shì)通道，油井見(jiàn)效較明顯，水淹程度重，水驅(qū)方向性較強(qiáng)，剩余油容易在井間富集；②構(gòu)造高部位剩余油富集，低部位分布高含水和低含水井，注入水波及方向與構(gòu)造關(guān)系不大，剩余油類(lèi)型以注采不完善、斷層控制為主。例如Y1172井生產(chǎn)層以中砂巖為主，相鄰注水井Y127、Y1165井注水層同樣以中砂為主，斷層控制不明顯，水淹程度高；Y1172井儲(chǔ)層厚度較小，而鄰注水井方向儲(chǔ)層厚度大，因此Y1172井的初期產(chǎn)量高，見(jiàn)效明顯，但含水急速上升，井間滯留剩余油富集程度高。

根據(jù)夏鹽11井區(qū)地質(zhì)特征、儲(chǔ)層及流體性質(zhì)，在保證模型精度的前提下，利用ECLIPSE軟件進(jìn)行數(shù)值模擬。設(shè)定網(wǎng)格步長(zhǎng)為50 m，總網(wǎng)格數(shù)為124×198×34共計(jì)413 168。數(shù)值模擬方法是表征儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)和儲(chǔ)層參數(shù)的重要手段，能夠在可視化的三維數(shù)據(jù)體中準(zhǔn)確刻畫(huà)剩余油分布狀況。夏鹽11井區(qū)的水驅(qū)特征表現(xiàn)為注水井注入能力較好，平面上注入水主要順河道方向推進(jìn)，波及方向與構(gòu)造高程關(guān)系不大。平面上剩余油分布分為3類(lèi)(圖2)。

圖2 夏鹽11井區(qū)數(shù)值模擬剩余油飽和度分布

Ⅰ類(lèi)：砂體分布邊界處，無(wú)井網(wǎng)控制類(lèi)型。該區(qū)域剩余油飽和度高，平均超過(guò)45%，油層厚度不小于4.5 m，該區(qū)域目前僅有5口井射開(kāi)投產(chǎn)。平面上剩余油分布連續(xù)性較好，油井周?chē)惋柡投葻o(wú)明顯變化。

Ⅱ類(lèi)：油井間注水波及程度相對(duì)較差區(qū)域，剩余油飽和度較高，平均為20%～45%，油層厚度為3.0～4.5 m，物性較差，非均質(zhì)性較強(qiáng)。該區(qū)域儲(chǔ)層物性差、隔夾層封堵等，造成產(chǎn)能較低。該區(qū)域目前僅有21口生產(chǎn)井射開(kāi)投產(chǎn)，19口注水井注水，平面上剩余油呈片狀分布，剩余油連片性富集區(qū)主要集中在井區(qū)北部、西南部；中、東部、南部剩余油飽和度相對(duì)較低。

Ⅲ類(lèi)：水淹程度較高區(qū)域，剩余油飽和度較低，平均小于20%，注采井間油層厚度不超過(guò)2 m，剩余油儲(chǔ)量相對(duì)較低。儲(chǔ)層動(dòng)用情況差，平面上該小層整體含油連片性較差，飽和度相對(duì)較低，剩余油呈零散分布狀態(tài)。

2.2 縱向剩余油分布

夏鹽11井區(qū)油藏縱向上主要受砂體巖性、連通狀況及層內(nèi)非均質(zhì)性影響，以底部水淹為主。數(shù)值模擬結(jié)果表明縱向上夏鹽11井區(qū)單井受層內(nèi)非均質(zhì)性及隔夾層影響，局部厚油層頂部水淹程度低而形成剩余油富集。因此，該區(qū)域單井縱向剩余油主要以厚層頂部滯留型為主，同樣屬于井間注水波及較差的滯留型剩余油類(lèi)型。

動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)是剩余油分布規(guī)律研究最直接和有效的方法，夏鹽11井區(qū)斷塊水驅(qū)控制程度、動(dòng)用程度高，有利于開(kāi)展動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)調(diào)驅(qū)藥劑的注入。油井Y1175井位于夏鹽11井區(qū)斷塊，油層厚度為9.0 m，目前日產(chǎn)液為15.1 t/d，含水率為5.1%，在其油層底部形成了層內(nèi)指進(jìn)，對(duì)應(yīng)注水井Y1174井吸水剖面顯示底部吸水(表1、2)。油水井間底部油層形成了較好的注采關(guān)系，剩余油富集程度較低，頂部油層注采響應(yīng)弱，剩余油富集，為油藏工程方法和數(shù)值模擬方法描述剩余油分布規(guī)律進(jìn)行了補(bǔ)充。

表1 Y1175井產(chǎn)液剖面測(cè)試成果

表2 Y1174井吸水剖面測(cè)試成果

綜上所述，通過(guò)油藏工程、數(shù)值模擬方法及動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)相結(jié)合分析夏鹽11井區(qū)平面及縱向上主力斷塊剩余油分布規(guī)律，認(rèn)為該井區(qū)剩余油類(lèi)型分為注采井網(wǎng)不完善控制型剩余油(Ⅰ類(lèi))、井間滯留型剩余油(Ⅱ類(lèi))及水淹程度較高型剩余油(Ⅲ類(lèi))。

3 剩余油分布影響因素

3.1 沉積微相

在油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中，不同沉積環(huán)境的砂體儲(chǔ)層具有不同的性質(zhì)，流體也具有不同的動(dòng)力學(xué)規(guī)律和開(kāi)發(fā)特征[7]。因此，在三維空間重構(gòu)砂體沉積環(huán)境是正確認(rèn)識(shí)砂體特征和剩余油分布的基礎(chǔ)。砂體的沉積條件是影響剩余油表面分布的主要因素，控制著砂體的內(nèi)部結(jié)構(gòu)特征[8-9]。由于河流的頻繁擺動(dòng)與運(yùn)移使得砂體不斷疊加與侵蝕，剩余油主要集中分布在河道被疊切破壞的地帶，河道邊緣形成的席狀砂、不同河道之間由薄砂巖層形成的河道間以及小的透鏡狀砂體等。前人研究表明[10-12]，剩余油富集在正韻律油層的中上部及反韻律油層的中下部。夏鹽11井區(qū)主要發(fā)育三角洲前緣亞相，可細(xì)分為水下分流河道、河口壩和灘壩砂3種沉積微相。分流河道是研究區(qū)強(qiáng)水動(dòng)力沉積帶，沉積物以細(xì)砂巖和粉砂巖為主，具有許多正韻律層特征。頂部有1層平行的薄層砂巖及層狀粉末砂巖，厚度大多超過(guò)5 m。多級(jí)河道形成厚度大于15 m的砂巖層，在電測(cè)曲線(xiàn)上自然伽馬呈現(xiàn)出較明顯的箱形—鐘形特征。河口壩沉積速率最高，是研究區(qū)最發(fā)育的沉積微相類(lèi)型之一。灘壩砂體是在波浪作用下經(jīng)過(guò)長(zhǎng)時(shí)間的搬運(yùn)和沖刷形成的沉積體，分布范圍有限。單井需要根據(jù)沉積旋回特征，結(jié)合沉積微相平面展布情況來(lái)具體分析[13-15]。

3.2 非均質(zhì)性

應(yīng)用測(cè)井解釋成果，計(jì)算了夏鹽11井區(qū)J1s21各單層之間的滲透率非均質(zhì)參數(shù)(表3)。由表3可知，各單層之間的平均滲透變異系數(shù)為0.6～0.7，突進(jìn)系數(shù)為3.2～4.3，級(jí)差為26.2～36.0，油層非均質(zhì)性差異導(dǎo)致注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中存在層間干擾與產(chǎn)水差異。

表3 夏鹽11井區(qū)層間參數(shù)統(tǒng)計(jì)

3.3 巖相

儲(chǔ)層巖相是影響剩余油分布規(guī)律的重要因素。雙向中砂巖連通為主的采油井生產(chǎn)過(guò)程中含水上升快且液量充足，見(jiàn)效明顯；中砂、中細(xì)砂、細(xì)砂均有連通的采油井中砂連通層見(jiàn)效快，細(xì)砂連通層見(jiàn)效慢。因此，注采響應(yīng)與巖相關(guān)系明顯，當(dāng)注采井以中砂巖-中砂巖連通時(shí)，注采響應(yīng)強(qiáng)，細(xì)砂巖-細(xì)砂巖連通時(shí)，注采響應(yīng)較弱。

3.4 構(gòu)造

夏鹽11井區(qū)油藏為受斷裂控制的構(gòu)造油藏，油藏砂體連通好，注水井注入能力較好，平面上注入水主要沿河道方向推進(jìn)，波及方向與構(gòu)造關(guān)系不大。縱向主要受砂體巖性、連通狀況及層內(nèi)重力影響，以底部水淹為主。沉積微相、砂體非均質(zhì)性、儲(chǔ)層物性等是夏鹽11井區(qū)水驅(qū)效果以及剩余油分布的主控因素，構(gòu)造關(guān)系與水驅(qū)效果間沒(méi)有明顯的規(guī)律性。油井產(chǎn)量分布及高中低產(chǎn)井在平面的分布與構(gòu)造部位沒(méi)有明顯的相關(guān)性，低部位存在高產(chǎn)井，高部位也存在低產(chǎn)井，說(shuō)明控制剩余油分布的關(guān)鍵因素不是構(gòu)造位置。

4 挖潛對(duì)策及應(yīng)用效果分析

4.1 注采井網(wǎng)完善措施

Ⅰ類(lèi)剩余油挖潛區(qū)剩余油儲(chǔ)量較多，呈片狀分布，砂體在平面上并非完全連續(xù)分布，且儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)、物性差異大、隔夾層封堵嚴(yán)重，可通過(guò)補(bǔ)鉆井、儲(chǔ)層改造、油水井補(bǔ)孔、完善注采井網(wǎng)來(lái)提高產(chǎn)能；Ⅱ類(lèi)剩余油挖潛區(qū)油層厚度較大，剩余油飽和度高，砂體連通，可通過(guò)儲(chǔ)層改造、調(diào)剖等方式提高低滲區(qū)域的滲流能力，提高采出程度；Ⅲ類(lèi)剩余油挖潛區(qū)動(dòng)用情況較差，油層厚度較小，可提高的產(chǎn)能較低，可通過(guò)老井補(bǔ)孔和水井分注進(jìn)行剩余油挖潛，提高采出程度。

4.2 注水井調(diào)驅(qū)

夏鹽11井區(qū)的地質(zhì)與開(kāi)發(fā)參數(shù)如表4所示，對(duì)比深部調(diào)驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)[14]可知，夏鹽11井區(qū)的水驅(qū)控制程度及動(dòng)用程度均較高，有利于開(kāi)展深部調(diào)驅(qū)。井區(qū)水驅(qū)效果好，明顯見(jiàn)效油井比例高，注水井注入能力強(qiáng)，有利于調(diào)驅(qū)藥劑的注入。

表4 非均質(zhì)性低滲油藏調(diào)驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)

4.3 注采技術(shù)界限優(yōu)化

通過(guò)數(shù)值模擬、油藏工程方法，確定夏鹽11井區(qū)合理注采比為1.03，綜合考慮產(chǎn)油量和含水率等指標(biāo)，確定注采合理井距為280 m。結(jié)合參數(shù)優(yōu)化結(jié)果，合理采油速度為2.4%，地層壓力為22.27 MPa。具體調(diào)整挖潛思路為：①高產(chǎn)井盡量維持目前生產(chǎn)狀況，若含水率上升可適當(dāng)降低產(chǎn)液水平；②靠近邊水油井可適當(dāng)降低產(chǎn)液水平減緩邊水上升速度；③低產(chǎn)油井根據(jù)測(cè)井二次解釋識(shí)別潛力層，可選擇補(bǔ)層；④采出程度高、含水率高、水淹的區(qū)域建議試驗(yàn)深部調(diào)驅(qū)，以進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積。

4.4 礦場(chǎng)應(yīng)用效果分析

基于實(shí)際地質(zhì)條件，開(kāi)展了夏鹽11-鹽118、鹽120斷塊的油藏?cái)?shù)值模擬研究，單井歷史擬合符合率達(dá)到了85%以上，表明數(shù)值模擬預(yù)測(cè)的剩余油分布較為可靠。由此針對(duì)夏鹽11井區(qū)剩余油分布及挖潛政策進(jìn)行研究，針對(duì)性地挖掘油藏潛力，并提出了油田綜合調(diào)整挖潛對(duì)策，包括完善注采井網(wǎng)、優(yōu)化合理注采參數(shù)等(表5)。

表5 主力斷塊剩余油挖潛效果

在明確油藏潛力和挖潛措施基礎(chǔ)上開(kāi)展油藏調(diào)整，實(shí)施深部調(diào)驅(qū)12個(gè)井組，補(bǔ)層30口井，壓裂26口，邊部6口井降低日產(chǎn)液，3口井實(shí)施堵水，19口井調(diào)整配注。措施實(shí)施后，井區(qū)采出程度整體增加3%～4%，累計(jì)產(chǎn)油量提高27.5×104t。優(yōu)化調(diào)整方案證實(shí)了夏鹽11井區(qū)非均質(zhì)性油藏剩余油分布規(guī)律特征刻畫(huà)清楚，剩余油挖潛政策效果明顯，具有推廣價(jià)值。

5 結(jié) 論

(1) 夏鹽11井區(qū)主力斷塊剩余油類(lèi)型分為注采井網(wǎng)不完善控制型剩余油(Ⅰ類(lèi))、井間滯留型剩余油(Ⅱ類(lèi))及水淹程度較高型剩余油(Ⅲ類(lèi))。剩余油分布主要受沉積微相、儲(chǔ)層非均質(zhì)性、巖相影響較大，與構(gòu)造關(guān)系不大。

(2) 在明確油藏潛力和挖潛措施基礎(chǔ)上開(kāi)展油藏調(diào)整，開(kāi)展油藏調(diào)整。措施實(shí)施后，井區(qū)采出程度整體增加3%～4%，累計(jì)產(chǎn)油量提高27.5×104t。