非均質油藏開發影響因素與挖潛措施研究

耿鵬鵬+李國強+謝雪瑩+劉偉+萬洪波

摘要：非均質油藏指成藏過程中，充注石油的烴源有機相和成熟度的變異，油藏內部結構上隔層與斷層等屏障的存在，儲集層孔隙性與滲透性的差異，以及油藏形成后原油的次生變化等因素，無論在縱向上，還是在橫向上，油藏空間均存在著原油成分的濃度梯度與原油物性密度梯度的不均一。油田進入開發后期，剩余油分布非常復雜，措施挖潛難度越來越大，提高采收率是油田是后期開發工作中的一項重要內容。本文重點從分析非均質油藏剩余油分布入手，分析影響開發的制約因素并提出挖潛措施，取得較好效果。

關鍵詞：非均質；油藏；剩余油分布；制約因素；挖潛調整

由于含油層系多、儲層非均質嚴重，油田已進入高含水開發后期，在加強剩余油分析的基礎上進行井網調整，提高采收率，是高含水油田的必經之路。目前單元狀況突出表現在：（1）單元普遍高度水淹，高含水儲量比重大，調整經濟效益低。（2）油水井井況復雜，由于儲量品位低、工藝復雜，調整難度大，更新比例低，套損井增多。（3）注水系統與開發穩產、提高采收率的形勢不適應。利用數值模擬方法與油藏工程方法對油藏開發現狀和開采特征進行深入研究 ， 針對開發過程中暴露出的儲層物性差、注采井距不合理，注采井網適應性差等問題，提出相應調整策略，以儲層分類刻畫為基礎，把“完善注采井網、做好層系歸位”提高采油速度作為開發的主要方向，加快分層系開發和注采井網的完善，按層系歸位要求，進行充分技術論證和準備，積極做好注水井的層調及分注工作。

1影響開發的因素

注水開發中影響采收率的因素分動態因素和靜態因素。動態因素有采液強度、注水強度和井網等，主要表現為平面水驅控制程度較低；靜態因素有構造特征、沉積特征和儲層物性等，主要表現為層間層內水驅差異較大。（1）沉積環境的影響。由于各韻律層所處沉積環境不同，造成層間吸水差異較大。（2）層內非均質性的影響，層內非均質性導致注水井層內差異加大，造成水驅油效率低。（3）平面流線的影響。強注強采的狀況及平面非均質性導致油水井之間已形成固定的注水流線，致使低滲區、非主力層潛力得不到發揮。（4）井網完善程度的影響。單元井況變差，停產停注井增多，造成注采井網完善程度降低，注采對應率降低，造成單元有效注采比低。綜上所述，由于多種原因造成的平面及層間的矛盾，導致單元水驅效果變差，水驅控制儲量降低，開發形勢惡化。

2分類技術對策

（1）最小理論含油面積。最小含油面積模型：只要能注水開發，構造油藏開發效益就能顯著提高。而注水開發的必要條件是砂體至少鉆遇2口井，形成水驅控制。假設油藏的面積為長方形，則形成一注一采最小含油面積計算模型為：S=4x（3x+L）×10-6；形成注采井網模型為：S=（4x+L）×（3x+0.866L）×10-6；根據實際鉆井成功經驗，x最小為25注采井距為200米：形成“一注一采”的最小面積0.03km2；形成注采井網的最小面積：0.07 km2。（2）最小經濟儲量規模：

注水開發采收率20-50%，以20%計算，當鉆井井深2000米時，形成一注一采時砂體儲量為5.1萬噸。形成一注兩采（兩注一采）時砂體儲量為9.8萬噸。

3調整挖潛措施

3.1深化精細油藏描述和剩余油分布規律研究，明確油田調整挖潛方向

運用精細油藏描述技術，已逐步形成了針對油田油藏特點的油藏精細描述及剩余油分布規律研究的關鍵技術、基本程序和研究側重點。對油田的沉積特征進行了精細研究；對儲層非均質特征進行了研究；運用數值模擬、油藏工程、動態監測技術，對剩余油分布特征進行了整體評價研究。開展剩余油分布定量研究，系統研究不同類型油藏調整挖潛技術重點研究開發后期滲流機理，井網控制理論，進一步研究油田剩余油分布模式，定量描述不同類型儲層剩余油分布，尋找剩余油富集區，建立油藏動態模型。

3.2優化細分注水調整，促進注水量向動用較差部位轉移

細分注水是水驅開發中減緩層間、層內注入矛盾的主要手段。在深化認識各結構單元動用差異、小層吸水狀況等基礎上，通過層內細分、層段重組、壓后細分，提高低滲透部位的注水量，控制高滲透部位的注水量，減緩注入矛盾，努力實現油層注好水、注夠水。一是多期河道迭加的厚砂體，由于上部受底部無效循環層干擾動用相對較差，利用沉積單元間較穩定界面的滲流遮擋作用，封堵無效循環部位，加強吸水差部位注水。二是由于低彎曲分流河道砂體底部與周圍井連通較好，無效循環嚴重，而頂部連通較差，油層動用較差，利用較穩定側積夾層進行層內細分，封堵底部無效循環部位，加強頂部注水。三是點壩砂體是由于側向遷移加積形成，層內沉積夾層具有上部多底部少且傾斜分布的特點，頂部剩余油富集而底部無效循環嚴重。因此，在搞清不同點壩砂體內部沉積特征、夾層發育狀況的基礎上，分析剩余油油與無效循環部位，利用長膠筒封堵無效循環部位，提高油層動用程度。

3.3合理重組層段，減緩層間干擾

為減緩層間干擾，控制高含水層吸水量、提高低含水層吸水量，加大重組層段力度。首先，結合單砂體平面的注采關系，將需要控注（停注）的層組合為一個層段，通過平面調整進行重新配注，減少無效注水；其次，根據沉積類型相似、水淹特征相近、油層性質差異小的砂體沉積規律，盡量把“相同吸水能力”砂體組合在一個層段內，減少層間干擾。對平面分布范圍大、剩余儲量相對集中的富集區挖潛對策縱向細分乃至單層開發；平面通過直井加水平井的方式進行規則加密。對平面分布范圍小、儲量相對零散的富集區挖潛對策縱向上打破層系概念，在砂層組儲層性質相似的基礎上按儲量進行重新組合，保證大于極限單控剩余儲量；平面按砂體完善，通過補孔重分層提高注采對應率。

4效果評價

注采對應率大幅度提高，水驅控制儲量顯著增加，穩產基礎得到加強；注水利用率提高，水驅開發效果變好、采收率明顯提高；調整單元產量明顯回升。（1）在目前剩余油分布“高度分散、局部集中”的形勢下，深化油藏描述，準確量化剩余油分布，認清剩余油賦存模式是提高水驅采收率的核心。（2）提高采收率，油藏認識是基礎，井網控制是關鍵，只有井網控制程度得到提高，制定出切實可行的治理措施，改善油藏開發效果。（3）結合多種提高采收率方法，對剩余油相對富集區和分散的剩余油采取不同的對策，是實現高效開發的關鍵。（4）不同沉積相帶，放大生產壓差，提高產液量效果不同。一般在河口壩放壓提液效果較好，而在河道相放壓提液效果較差。河道相多為上細下粗的正韻律，上部滲透率較下部低，注入水沿底部高滲透層段突進；重力作用又不斷使水下沉，更加劇了高低滲透層段的差異，放大生產壓差后，水線沿底部高滲透帶推進更快，因而增油少，產水多，放壓提液效果不佳。

參考文獻：

[1]孫夢如，連經社主編.勝坨油田特高含水期開發技術.中國石化出版社，2014endprint