下二門油田Eh2Ⅳ油組聚合物驅后剩余油分布特征

張振平

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下二門油田Eh2Ⅳ油組聚合物驅后剩余油分布特征

張振平

（中國石化河南油田分公司勘探開發研究院，河南鄭州 450000）

針對下二門油田Eh2Ⅳ油組聚合物驅后油藏開發特征，在精細油藏數值模擬、歷史擬合以及密閉取心研究基礎上，分別對平面、縱向、層內剩余油飽和度、剩余油儲量豐度進行定量表征。結果表明，平面剩余油儲量近70%集中在含水大于90%的主體區；層間動用差異大時，剩余儲量主要集中在Ⅳ油組的1，2，6主力小層；層內動用差異較大時，剩余油集中于河道正韻律及復合韻律的上部。

下二門油田；聚合物驅后；油藏數值模擬；剩余油分布

針對聚驅后進一步提高采收率的難題，石油科技工作者已經開展了相關的研究工作。目前，聚合物驅后提高采收率技術研究的基本思路，一是進一步擴大波及體積，二是提高驅油效率，或者是兩者相結合[1-4]。河南油田針對聚驅后油藏也開展了室內研究及現場先導試驗，其中聚驅后高濃度聚合物驅技術現場取得了較好的效果，下二門油田Eh2Ⅱ油組進行高濃度大段塞二次聚合物驅后進一步提高采收率11%以上。

1 研究區概況

下二門油田Eh2Ⅳ油組位于泌陽凹陷東部泌陽-栗園大斷裂下降盤側，構造為一個軸向近南北的不完整短軸背斜。油氣聚集受構造、巖性、斷層等因素控制，油藏類型為斷層–巖性油藏。儲層為近源三角洲沉積，微相類型以水下分流河道微相為主；巖性復雜，以含礫細砂巖為主，非均質較嚴重。油層埋深1 092 ~1 314 m，含油面積2.21 km2， 地質儲量為416×104t，平均孔隙度為23.04%，平均滲透率為1 170×10-3μm2，油層溫度58.1 ℃，地層條件下原油黏度24.8 mPa·s，原始地層壓力11.3 MPa，飽和壓力6.46 MPa。地層水為NaHCO3型，總礦化度為1 950 mg/lL。

下二門油田Eh2Ⅳ油組1978年9月投產，2000年7月實施注聚，2004年7月注聚結束，轉入后續水驅開發，共注入0.51 PV聚合物。聚合物驅對應油井29口，見效油井20口，油井見效率68.9%，累計增油3.92×104t，提高采收率為2.01%，噸聚換油19.67 t。截至目前，Eh2Ⅳ油組總井數75口，其中采油井59口，平均單井日產油1.1 t，注水井22口，平均單井日注87.6m3，平均井距215 m，油水井數比2.7：1，采出程度46.11%，采油速度0.54%，采液速度15.37%，綜合含水96.46%，累計注采比0.71。

2 剩余油研究方法

本次研究應用數值模擬、密閉取心進行地質綜合研究，以單砂層為研究對象，對剩余油分布規律進行三維定量化描述。

2.1 油藏數值模擬

2.1.1 網格模型

本次數值模擬工作是在Petrel軟件建立精細三維地質模型的基礎上，利用Eclipse軟件完成的。平面網格大小為25 m×25 m，平面網格數64 158個。縱向細分為22個含油流動單元、5個不含油流動單元及24個隔夾層，共51個模擬層，網格數為3 272 058個。

2.1.2 聚合物驅基本參數

聚合物驅動數值模擬研究除需要全部水驅數值模擬參數以外，還需要聚合物溶液黏–濃關系、聚合物溶液吸附性、聚合物溶液的巖石性質以及聚合物溶液含鹽量等參數。

下二門油田Eh2IV油組注聚前期采用MO4000 聚合物，注入0.11 PV；后期更換為ZL–I型，注入0.4 PV，其黏濃關系（清水配制）見圖1，聚合物溶液吸附類型為動態吸附，吸附滯留量見表1。

表1 聚合物動態吸附滯留量

2.1.3 歷史擬合

擬合時采取定產液量的方法，給定產液量，擬合產油量和產水量，從而擬合含水率。通過反復修改水體大小和其他的一些參數，達到了比較理想的擬合效果[5-6]。統計表明，單井歷史擬合較好井達81.4%，歷史擬合精度達到了剩余油研究和生產預測的要求。

2.2 密閉取心研究

密閉取心是指在水基鉆井液中取得不受鉆井液污染的巖心，能真實再現地下儲層含油、含水飽和度分布，研究油層的水洗特點和規律，更加直觀地判斷小層的水驅狀況[7-8]。下T5–2410為在下二門油田部署的密閉取心井，取心進尺為88.94 m，收獲心長為85.64 m，平均收獲率96.29%，密閉率94.14%。

數模擬合與密閉取心井分析化驗含油飽和度對比看出，數值模擬結果與密閉取心井解釋剩余油含油飽和度相差不大，相對誤差1.27%~4.75%，絕對誤差為-2.05%~0.92%，吻合程度較好（表2）。

3 剩余油分布特征

3.1 平面剩余油分布特征

3.1.1 剩余儲量主要集中在高水淹區域內，占總剩余儲量的近70%

通過油藏數值模擬統計不同含水區剩余地質儲量，結果表明，下二門Eh2Ⅳ油組各單層已大面積水淹，層系總剩余地質儲量為210.6×104t，其中含水大于90%區域的剩余儲量為143.6×104t，占全部剩余儲量的68.2%；含水小于90%的區域剩余儲量為66.9×104t，占全部剩余儲量的31.8%。由于地質構造因素、儲層非均質性、注采井網的完善程度等原因，平面上水淹并不均勻。

表2 取心解釋與數值模擬含油飽和度結果對比

3.1.2 主體區剩余油飽和度低，但剩余儲量豐度較高

根據油藏數值模擬對不同區域剩余油儲量統計表明（表3），井網較完善的主體部位厚度大，井網注采對應好，由于非均質嚴重且長期依靠邊水能量開采的區域，剩余油多呈斑塊狀、條帶狀分布，剩余油飽和度較低，平均為33.6%。但是，主體部位含油面積大、油層厚、疊合好，剩余儲量依然較多，含油區主體部位平均疊合剩余儲量豐度達65×104t/km2以上，剩余儲量109.0×104t，占總剩余儲量的51.7%，有利于二次聚合物驅井網調整部署。

3.1.3 斷層區域剩余油飽和度高且剩余油儲量豐度較高

下二門油田Eh2Ⅳ油組斷層發育，斷層破碎帶注采井網不完善，動用程度差，剩余油飽和度高，平均為42.7%。由于斷層區油層厚度大、疊合好，剩余儲量依然較多。含油區主體部位平均疊合剩余儲量豐度為72×104t/km2，剩余儲量為72.53×104t，占總剩余儲量的34.4%（表3）。

3.1.4 邊水區域及上傾區域剩余油飽和度相對較高，剩余儲量豐度低

上傾區域儲層物性差，且注采井網不完善，剩余油飽和度較高，平均飽和度43.3%。但由于厚度較薄，剩余儲量豐度較低，平均只有6.7×104t/km2。邊水區域雖然受邊水影響部分區域水淹嚴重，同時受內部注水井高強度注水影響，剩余油在邊部區域重新富集，平均含油飽和度為38.8%。邊部區域疊合較差，剩余油儲量豐度較低，只有8.4×104t/km2（表3）。

3.2 縱向剩余油分布特征

3.2.1 層間動用差異大，剩余儲量主要集中在Ⅳ1、2、6主力小層

各小層之間儲層滲透率的差異及注采對應關系的差別，造成各層波及程度、動用程度不同，最終導致各層的采出程度、剩余油儲量存在較大差別。根據油藏數值模擬的結果，對各分層儲量及剩余儲量進行統計分析，單元主力層采出程度高，但由于其原始儲量絕對值較大，目前剩余油儲量仍然較多。各流動單元的平均采出程度為43.9%。原始地質儲量和剩余地質儲量最大的單層為Ⅳ15層，采出程度最高為Ⅳ15流動單元，達到48.48%。各層采出程度主要受儲層非均質性、井網、地質儲量的影響。

3.2.2 大部分主力層含油飽和度較低，但層內差異較大，存在富含油井段

通過現場觀察及室內測得飽和度進行校正顯示，經過長期聚合物驅，Eh2Ⅳ油組主力小層動用較好，含油飽和度相對較低，一般在35%左右；Ⅳ15含油飽和度最高為43.9%。Eh2Ⅳ油組以河道正韻律及復合韻律為主，正韻律油層下部物性和粒度比上部高，縱向滲透率差異大，在水驅、聚驅開發過程中，注入水首先沿著底部高滲透段突進。由于重力分異的作用，這種突進進一步加劇，正韻律油層底部水淹嚴重，儲層內部動用狀況不均勻，剩余油集中于油層的上部。如Ⅳ61–2層上部為灰褐色油浸細砂巖，中下部為灰色油跡含礫細砂巖，上部1.85 m層段含油飽和度比下部高13.0%，驅油效率低19.0%（表4。

表4 T5-2410井Ⅳ61層剩余油飽和度分布

4 結論

（1）油藏數值模擬結果表明，下二門油田Eh2Ⅳ油組平面上剩余油儲量主要集中在高水淹區域內，其儲量占總剩余儲量的近70%；主體區剩余油飽和度低，但剩余儲量豐度較高；斷層區域剩余油飽和度高，且剩余儲量豐度較高；邊水區域及上傾區剩余油飽和度相對較高，但剩余儲量豐度低。

（2）下二門油田Eh2Ⅳ油組縱向上各流動單元的平均采出程度為43.9%，層間動用差異大，主力層采出程度高；但主力層剩余儲量相對多，非主力油層采出程度相對較低。

（3）密閉取心井表明，下二門油田Eh2Ⅳ油組層內動用差異較大，受韻律、物性影響，存在富含油井段。Eh2Ⅳ油組以河道正韻律及復合韻律為主，剩余油集中于油層的上部。

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編輯：趙川喜

2017–12–13

張振平，工程師，1983年生，2010年畢業于長江大學礦產普查與勘探專業，現從事油田開發工作。

1673–8217（2018）04–0062–03

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