點壩砂體內部剩余油分布及挖潛方法研究

孟立新，秦永厚，陳淑琴，呂昕倩，婁小娟

(1.中油大港油田分公司，天津 300280;2.西南石油大學，四川 成都 610500)

引 言

中國東部油田由于受沉積環境的影響，油藏類型大部分為復雜斷塊油藏，物性差，非均質性強。以往針對復雜斷塊油藏開發后期剩余油分布規律開展了大量研究工作，但主要是集中在平面和層間，層內剩余油的研究一直是個難點，層內剩余油定量研究進展緩慢的主要原因是層內非均質性的認識深度和精度。自 Miall［1－2］于 1985 年提出儲層構型的概念及研究方法以來，國內外很多學者相繼對河流相沉積儲層內部構型開展研究，取得了較好研究成果。尤其近幾年在地下儲層曲流河內部構型解剖及表征方面取得了長足進步［3－5］。本文以大港油田港東二區五斷塊明化鎮油組曲流河沉積儲層砂體內部構型刻畫為對象，開展了油層層內剩余油分部規律和挖潛技術對策研究。

1 曲流河點壩

點壩砂體是構成曲流河單砂體的基本單元，是曲流河沉積儲層中的主要儲層，末期(廢棄)河道為單砂體邊界。曲流河點壩是河流側向加積作用形成的，由一系列周期性的側積體疊加組合而成，側積體之間發育泥質斜交層面的夾層(側積層)。點壩內部構型解剖是通過判斷側積層傾向、側積層傾角和側積體規模而建立起的側積體空間分布模式［6］。現代沉積研究表明，側積層總是向廢棄河道方向傾斜;側積層傾角判斷是應用Leeder提出的關于河流滿岸寬度與河流滿岸深度及側積泥巖傾角之間的經驗公式［7］。港東二區五斷塊NmⅢ22點壩砂體平均河流滿岸寬度為95 m，河流滿岸深度為7.1 m，單一側積體水平寬度為63 m左右，側積層傾角平均為6.4°。

2 層內剩余油分布研究

港2－56－2井是港東二區五斷塊港2－57井區的1口密閉取心井。從電測曲線特征上看港2－56－2井的NmⅢ22具有典型的點壩特征，18.5 m厚砂體總體呈復雜正韻律特征［8］，從電測曲線和巖心觀察仔細分辨內部共發育5個泥巖或細砂質混雜著泥質的側積層，厚度為0.07～0.26 m(圖1)。

在港2－56－2井NmⅢ22砂體的油層頂部鉆取39塊巖樣進行剩余油飽和度測試，平均剩余油飽和度為37.2%。層內自下向上仍呈現水驅油效率變低、剩余油飽和度變高的趨勢，油層上部剩余油富集。39塊巖樣中未水洗比例為20.5%，水洗比例為79.5%;未水洗層主要位于油層頂部及側 積層上部。

圖1 港2－56－2井NmⅢ22砂體層內水淹狀況對比

3 層內剩余油分布油藏數值模擬

3.1 點壩砂體模型數值模擬研究

選取港2－57井區NmⅢ22的點壩開展油藏數值模擬研究。該砂體控制石油地質儲量為15.32×104t，歷史存在生產井7口，5口采油井，2口注水井，目前有3口油井正常生產，平均單井日產油為1.9 t/d，綜合含水為97.7%，采出程度為35.2%。首先建立點壩內部構型三維地質模型，模型采用2.0 m×2.0 m×0.5 m的網格系統來模擬點壩構型的空間分布，開展超精細油藏數值模擬研究。模擬結果顯示，在水驅油過程中由于受韻律層和側積層的影響，點壩砂體內部最終波及體積系數為78%，即在常規井網和極限含水條件下曲流河點壩砂體內部仍有22%的地質儲量未很好動用，主要位于點壩頂部和側積層上部(圖2、3)。

圖2 點壩砂體中上部開發末期剩余油分布

圖3 點壩砂體開發末期剩余油分布切片

3.2 簡化點壩砂體概念模型數值模擬研究

以港東油田曲流河構型研究成果為基礎構建點壩概念模型，模型基本參數如下:模型長600 m、寬500 m、高6 m，側積體砂體的滲透率為1000×10－3μm2、孔隙度為 0.3，采用行列式注水開發，3口注水井、3口采油水，排距為510 m，井距為250 m。分別設計不同側積層傾角、不同側積層間距、不同側積層遮擋幅度、不同側積層滲透性、不同注水方向、不同注水速度共計6類15個機理模型。利用油藏數值模擬技術，針對15個機理模型分別進行模擬生產計算至綜合含水達98%，得出每個模型的剩余油分布圖，并對模型波及體系系數進行統計。由于受側積層遮擋影響，點壩內部死油區的范圍為13.2% ～35.05%，平均為24%。

4 層內砂體剩余油分布物理模擬

點壩物理模擬研究的目的是按照單砂體內部建筑結構理論，研制反映內部建筑結構特征的砂體物理模型，通過實驗研究探討內部建筑結構對儲層滲流場、剩余油形成與分布的影響［9］。首先在點壩砂體內部構型識別、研究基礎上，結合實驗設備條件制作符合實驗要求并反映點壩內部非均質的物理模型。在試驗中應用的是填砂二維模型，模型內部的長寬為500 mm×500 mm，外壁厚45 mm，內部按要求放置非滲透側積層，然后應用儲層非均質模擬實驗裝置進行相應的注水驅替實驗，研究注水方向、注水速度、側積層間距、側積層遮擋幅度3類11種模型，進行水驅油實驗，通過布置飽和度探針測定模型內剩余油飽和度的分布狀況，繪制驅替結束后含油飽和度圖并進行數據統計和分析。分析可知，點壩砂體內部死油區范圍為11.9% ～30.2%，平均為20.9%。

對密閉取心、數值模擬、物理模擬3種方法的研究成果進行匯總(表1)，可以看出，高含水開發后期點壩內部仍有20%～24%左右的地質儲量未受到注水波及，主要位于點壩砂體頂部及側積層上部。

表1 點壩砂體內部剩余油研究成果匯總

5 點壩砂體層內剩余油挖潛技術論證

挖潛技術對策主要包括部署新井(水平井或直井)、調堵(油水井對應調剖堵水或注水井調剖亦或采油井堵水)、周期注水(周期分別為4、6、12個月)3個方面。同理，挖潛技術對策論證包括3個方面:①首先對不同挖潛技術對策分別進行模擬計算，預測其增油量;②根據措施(或鉆完井費用)、噸油成本、油價等一些經濟參數計算出每項挖潛技術對策達到盈虧平衡時所需要的最小增油量;③根據預計增油量、油價、噸油成本和措施(或鉆完井)費用等計算出每項技術對策的投入產出比。

以上述3項計算結果為依據，分析對比每項挖潛技術對策的優劣(表2)。從表2可以看出，3類9項挖潛技術對策的預計增油量均超過盈虧平衡分析所需的最小增油量，即在技術上和經濟上均可行。從3類技術對策的增油量來看，以部署加密井的增油量最高，調剖堵水效果次之，周期注水增油量效果最低。但加入經濟因素后，調剖堵水的投入產出比最高，周期注水次之，加密井投入產出比最低。綜合分析增油量和投入產出比因素，高含水開發后期點壩砂體內部剩余油挖潛首推調剖堵水的技術對策，根據需要適當開展加密井網和周期注水的配套挖潛技術對策。受剩余油富集特點的影響，水平井挖潛效果好于直井，垂直側積層的水平井要好于平行側積層的水平井，注水井調剖必須結合采油井對應堵水才能獲得較好的挖潛效果。分析3組的周期注水效果可以看出，注采周期增加后挖潛效果逐漸變好，說明高含水開發后期點壩層內剩余油挖潛不能一貫的強化注水，而應在基本保持地層能量的前提下，通過有效提高和降低地層壓力，驅替出孔隙介質中受重力和非均質控制的剩余油。

表2 點壩砂體內部剩余油挖潛技術對策效果對比

6 應用效果

根據點壩砂體內部剩余油分布特點及挖潛技術對策研究成果指導油田生產。在港東一區開展“調剖、堵水”的一體化技術對策挖潛點壩內部剩余油，已實施點壩砂體挖潛26個，單井平均綜合含水下降了6.4個百分點，累計增油1.59×104t。港東二區七斷塊通過部署3口水平井挖掘點壩頂部剩余油獲得了非常好的效果(表3)，單井鉆遇油層180～240 m，初期平均單井日產油量為39 t/d，含水率為28.6%。水平井挖潛點壩砂體內部剩余油油層鉆遇率在80%以上，產能達到相同區域直井產量的2倍以上。

表3 港東二區七斷塊水平井挖潛剩余油成果

7 結論

(1)常規井網和極限含水條件下，由于側積層遮擋，曲流河點壩砂體內部有20%左右的地質儲量未很好動用，主要位于點壩頂部和側積層上部。

(2)實際應用表明，點壩砂體內部剩余油分布特點及挖潛技術對策研究可有效提高點壩剩余油挖潛產量。首推技術對策為調剖堵水，注水井調剖時采油井必須對應實施堵水，同時根據需要適當開展加密井網和周期注水的配套挖潛技術對策。

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