低滲透油藏剩余油研究及加密調整效果評價

鄭 奎，卜廣平，劉吉斌，吳育鵬，何汶鍶

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710200）

胡尖山油田A21區塊長2油藏屬三角洲平原沉積，枝狀分流河道發育，主要儲集砂體為分流河道；構造位置位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡帶上，主要表現為平緩的西傾單斜，在單斜背景上發育東西向低幅度排狀鼻狀隆起，對油氣成藏有重要的控制作用，且各個小層構造在縱向上具有較好的繼承性；儲層表現為中孔、低滲特征，非均質性強，儲層平均孔隙度16.7%，平均滲透率 3.92×10-3μm2。

1 存在的主要矛盾

（1）油藏處于中含水期，含水上升速度加快試驗區通過含水與采出程度圖關系表明，當采出程度大于9.0%，含水達到47%后，曲線斜率增大，油藏進入含水快速上升期；當采出程度大于11.4%，該區含水大幅上升，開發效果變差，加密調整前綜合含水已達到60.0%。

（2）水驅儲量動用程度較低，剩余油難動用，試驗油層較厚，但打開程度相對較低，導致水驅儲量動用程度低，全區水驅儲量動用程度僅43.3%，與同類油藏對比，剩余油潛力大。

（3）邊底水活躍，控水穩油難，油藏邊底水發育，開發過程中因局部產液強度較大以及局部地層能量保持水平低，部分井因底水錐進及邊水推進導致油井含水上升，后期控水穩油難度增大。

2 剩余油分布規律研究

2.1 油水界面及含油飽和度變化情況

試驗區自2001年開始規模開發，開發時間較長，為了解該區剩余油及油水界面變化情況，2013年在該區更新套破井8口，通過套破井與更新井測井資料對比油水井界面及含油飽和度變化情況，來研究該區剩余油情況及潛力分析。

通過8口套破井測井資料（見表1），油藏開發初期平均油層厚度12.6 m，含油飽和度52.7%，油水界面-240 m；8口井經11.2年的開采，平均單井采出1.89萬噸原油，目前含油飽和度為44.3%，含油飽和度下降8.4%，油水界面上升至-236.0 m，油水界面上升4.0 m。

H40-14井2002年投產，累計生產11.3年，累計產油2.46萬噸，通過更新井與原井測井資料對比，該井油水界面明顯抬升，上升了6.0 m（見圖1），且油層段含油飽和度下降5.6%，下降明顯。但剩余油飽和度較高，后期開發潛力仍較大。

通過資料對比發現，試驗區油水界面明顯上升，因油藏受構造影響，導致各單井上升速度不同，無統一的油水界面；根據剩余油飽和度統計發現，研究區含油飽和度明顯下降，但大部分井剩余油飽和度較高，后期開發潛力大。

圖1 H40-14井更新前后測井對比圖

2.2 剩余油分布規律

2.2.1 儲量計算 本次主要通過容積法計算試驗區的地質儲量。容積法計算儲量：

式中：N 為地質儲量，104t；A 為含油面積，km2；he為平均有效厚度，m；Φe為平均有效孔隙度，1；Soi為平均原始含油飽和度，1；ρ0為平均地面脫氣原油密度，（t/m3）；Boi為平均地層原油體積系數，1。

本次計算中，A取值 9.1 km2；he取值 12.5 m；Φe取值 16.74%；Soi取值 52.0%；ρ0取值 0.852；Boi取值1.112。通過計算，試驗區長2油藏地質儲量為758.4萬噸。

表1 胡尖山油田A21區長2油藏采油井更新前后參數對比表

2.2.2 剩余油分析 本次選用三維三相黑油模型進行數值模擬來研究剩余油分布。通過研究表明，主力層剩余油主要分布在中、西部構造較高部位，井間部位連片性富集，底水錐進不明顯。

微構造高點控制了剩余油的分布，剩余油豐度高地區總是在鼻狀隆起或微構造高點附近；其次分流河道側翼微相帶是剩余油豐度較高地區[3]；構造的高部位與河道中心相帶相結合同時注采井網又控制不到的地區，水淹程度低，易形成剩余油富集；Ⅲ類、Ⅳ類流動單元分布的井組是剩余油飽和度相對富集的區域。

3 加密調整部署及實施效果

3.1 加密調整指導思想及原則

針對油藏開發過程中存在的問題，結合剩余油分布規律研究結果，通過加密，充分動用剩余油富集區，提高油田開發水平，最大可能地挖潛剩余油，從而提高油田最終采收率。

部署加密井網時，選擇在剩余地質儲量及剩余油豐度高處部署井網，研究區剩余油豐度高地區總是在鼻狀隆起或微構造高點附近，與河道中心相帶相結合同時注采井網又控制不到的地區，因此加密井盡量布在原采油井中間，盡量避免新布油井在原油水井之間的注入水主流線上。

3.2 井網優化及加密部署

加密區井網設計主要考慮以下幾個方面：在剩余油富集區進行部署；單井可采儲量及對周圍已有油井的影響；形成完善的注采井網，注采對應，同時考慮后期井網調整。

圖2 井網調整示意圖

結合研究區開發動態，考慮井網系統調整的靈活性，多種經驗公式計算表明，排狀布井方式最好。在井網轉換方式論證的基礎上，結合該區剩余油分布特點，確定試驗區的加密調整形式為油井間加密（見圖2）。該井網主要考慮后期二次排狀布井做準備，油井間加密后配合后期轉注，形成排狀注水井網。

3.3 實施效果分析

試驗區于2013年8月開始實施調整，10月全部投產，平均單井油層厚度12.1 m，以中低含水為主，經過7個月的生產，加密區日產油水平上升了112 t，綜合含水穩定，取得良好的效果。投產加密采油井19口，初期平均單井日產液8.65 m3，單井產能3.98 t，綜合含水46.1%，單井產能高，開發效果好；通過加密區加強注水，加密井投產4個月后，目前平均單井日產液8.68 m3，單井產能4.34 t，綜合含水40.7%。與投產初期相比，單井產能上升0.36 t，綜合含水下降5.5%，加密井開發效果顯著。

加密區純老井產量穩中有升，從2013年6月的181 t上升至目前的211 t，平均單井日產液10.13 m3上升至目前的10.62 m3，單井日產油3.48 t上升至3.57 t，綜合含水穩定在60.0%左右，開發效果良好。

3.3.1 采油速度變化 加密井以中低含水為主，降低了試驗區綜合含水，提高了單井產能。試驗區日產油由調整前的181 t上升到293 t，平均單井產能提高0.30 t，綜合含水由調整前的60.0%下降到56.0%，采油速度由0.87%上升至1.41%（見圖3），提高了0.54%。

圖3 加密區采油速度變化曲線

3.3.2 水驅指數分析 通過水驅指數與含水率曲線（見圖4）表明：全區水驅指數控制在1.10以內，表明該區水驅油效率高，水驅效果良好，呈現樂觀狀態；通過加密調整后，綜合含水率較加密前下降3.7%；水驅指數由加密前的1.05下降至目前的1.03，說明水驅效果變好。

3.3.3 采收率預測 利用童憲章導出的水驅曲線關系式：

根據含水與采出程度關系（見圖5）表明：加密區加密前開發效果變差，含水上升速度快，通過加密調整，全區綜合含水下降，開發效果變好，預計最終采收率提高2.5%。

圖4 水驅指數與含水率曲線

圖5 含水率與采出程度關系曲線

圖6 加密區甲型水驅特征曲線

利用水驅特征曲線法進行預測。因試驗區粘度為4.37 mPa·s，中粘（3～30 mPa·s）層狀油田推薦使用甲型水驅特征曲線[4]。水驅特征曲線法（見圖6），馬克西莫夫-童憲章甲型曲線表達式為：

其累積油與含水率關系式：

加密前a1=0.960 9；b1=0.009 3；當fw=98%時：

Np=257.9×104t，采收率 ER=34.0%。

加密后a2=1.038 3；b1=0.008 5；當fw=98%時：

可采儲量=277.7×104t，采收率ER=36.6%。

通過調整，預計試驗區最終采收率提高2.6%，增加可采儲量19.8×104t。

4 結論和認識

（1）試驗區微構造高點控制了剩余油的分布，剩余油主要分布在構造較高部位。

（2）通過井網調整，試驗區采油速度明顯提高，油田開發形勢變好。

（3）低滲透油藏儲層非均質性較強，在注水開發中后期，通過加密調整，新增可采儲量效果顯著，是提高采收率的重要手段。

（4）試驗區對老油田加密調整具有重要意義，通過加密井的部署與評價為今后的調整工作提供技術借鑒，下步建議在A21長2油藏南部進行合理加密調整，提高油田開發水平。

[1]邢立亭，徐征和，王青.礦產資源開發利用與規劃[M］.北京:冶金工業出版社，2008.

[2]李允，尹定.油藏模擬[M］.東營：石油大學出版社，1998.

[3]李宇征，戴亞權，等.安塞油田長6油層注采調整技術[J］.海洋石油，2003，23（3）：52-62.

[4]高文君，徐君.常用水驅特征曲線理論研究[J］.石油學報，2007，28（3）：89-92.