邊底水塊狀油藏剩余油分布研究與應用

唐 韻

(中國石化江蘇油田分公司勘探開發研究院，江蘇 揚州 225009)

陳堡油田K2t13為蘇北盆地典型的邊底水塊狀油藏，進入高含水期后暴露出三點同類油藏的共性問題：1)受沉積、隔夾層、不整合面、開發方式等多因素影響，油水運動規律復雜，剩余油數模預測結果與實鉆不符；2)地質認識不足以支撐現階段的動態分析，注入示蹤劑資料顯示，相同層位基本等距的一線受效井見效時間差異大；3)常規劈產方法不適合水平井和常規井組合開發、邊底水復合驅動的厚層塊狀油藏。要明確調整潛力，當務之急是立足新認識新方法評價剩余油。目前，剩余油主要通過油藏工程法和數值模擬法實現定性定量評價[1-5]，但受油藏特征和開發方式限制，常規的產量劈分方法和地質建模手段適用范圍較小。因此，針對邊水和次生底水復合驅動的塊狀油藏，建立一套適用性強的剩余油研究方法對制定針對性調整對策，提高井位準確率具有重要意義。

1 儲層構型研究

系統描述巖心劃分微相類型，對全區78口井開展了單井相解釋，通過剖面相和平面相展布規律研究建立了全區沉積相模式。沉積微相類型由原先的2類細化為11類，見表1。新認識較好地支撐了動態分析：示蹤劑解釋結果[6]顯示陳3-93井組同樣生產K2t13-3的基本等距的一線受效井陳3-27和陳3-115井見效時間差異較大，原認識無法解釋這一動態矛盾，從新認識的相圖上可以看到見效快的陳3-115井與注水井陳3-93井處于同一水道，見效慢的陳3-27井位于間灣泥巖相帶，見圖1。

表1 陳堡油田K2t13沉積微相類型

圖1 陳堡油田K2t13-3沉積微相

沉積微相研究可以反映砂體的宏觀非均質性，但平面上看似連片的砂體其實是多種成因砂體的符合體，為滿足現階段剩余油研究的需要，須從識別單一微相砂體入手，逐步解剖符合砂體內部的構型特征。采用層次分析和要素分析法，從單井、剖面、平面到三維空間逐步解剖砂體內部的構型特征，最終形成K2t13構型建模。

控制構型單元的因素包括異成因(導致異旋回)和自成因(導致自旋回)兩個方面。異旋回控制著地層內部的期次，而自旋回作用則控制著同一期次內部的構型單元的分布。由此，本次構型將復合疊置方式分同期與不同期展開研究，分析歸納出表2中的2大類4亞類13小類的構型單元疊置模式，合理解釋了井間砂體對應但因疊置模式差異存在滲流屏障，從而注水不見效等動態矛盾。

表2 陳堡油田K2t13構型單元疊置模式

2 儲量動用評價

2.1 儲量動用評價方法

K2t13是邊底水塊狀油藏，其水侵機理體現為Ⅰ、Ⅱ亞段受亞段間穩定發育的夾層影響，以邊水侵入的驅替為主；Ⅲ亞段因邊水沿剝蝕面侵入產生次生底水，為底水加邊水的復合驅替。針對這類油藏，劃分單井的驅動階段是儲量動用評價的前提：常規劈產方法在邊水驅階段適用，而底水驅階段需結合夾層封擋性分析縱向動用狀況。

本次研究采用水油比及水油比導數的曲線形態評價水侵模式的方法[7]，作為劃分驅動階段的依據。由底水錐進造成的油井出水，雙對數坐標下，其水油比(WOR)隨著開發時間延長逐漸增加，但增長幅度逐漸減小，后期曲線趨于定值；而水油比導數(WOR′)隨著開發時間延長逐漸降低，即WOR′曲線的斜率基本上為負值，見圖2。由邊水(平面水驅)突進造成的油井見水，在雙對數坐標下，其水油比(WOR)隨著開發時間延長而逐漸增加，增長幅度基本保持不變；而水油比導數(WOR′)隨著開發時間的延長也逐漸增加，即WOR′曲線的斜率基本上為正值，見圖3。

圖2 底水突進油井水油比及水油比導數雙對數曲線

圖3 邊水推進油井水油比及水油比導數雙對數曲線

在明確單井驅動階段的基礎上，水平井、Ⅲ亞段常規井的邊水驅階段以及Ⅰ、Ⅱ亞段的常規井依據BH值劈分產量；水平井、Ⅲ亞段常規井的底水驅階段，綜合產能、水侵規律、夾層封擋等確定縱向動用砂體，再依據KH值劈分產量。具體劈產流程見圖4。圖中K為油層有效滲透率，μm2；H為油層有效厚度，m；B為吸水強度，m3/(m·d)。

圖4 陳堡油田K2t13產量劈分流程

實踐證明，該方法在邊底水復合驅動的中高滲厚層砂巖油藏適用性較好。以陳3平1井為例，該井位于8號砂體高部位，根據水油比導數曲線特征劃分驅動階段，由于砂體間無夾層遮擋，底水驅階段實際動用8-11號砂體，結合靜態資料將產量劈分至8-11號砂體。2014年11月在陳3平1井區實施了側陳3-37A井，實鉆顯示10,11號砂體水淹，而10,11號砂體在該井區無井動用，新方法的劈分結果合理解釋了這一動態矛盾。

2.2 儲量動用評價結果

分析儲量動用情況，縱向上Ⅲ亞段受邊底水共同作用，采出程度最高；Ⅱ亞段井網較為完善，采出程度次之；Ⅰ亞段動用最差，采出程度僅20%，為標定采收率的一半。亞段內受儲層正韻律特性影響，由上至下采出程度遞增，11號砂體采出程度最高達65.5%，1號砂體采出程度最低僅13.7%。平面上Ⅱ、Ⅲ亞段累產與砂體有效厚度相關性較好，但構造腰部明顯動用不足，Ⅰ亞段砂體發育比較穩定，平面上動用也相對均勻，但高部位相比其他兩個亞段動用程度偏低。將采出程度、剩余可采儲量與物性、吸水、壓力系數聯立，對儲量動用影響因素進行分析，采出程度與吸水強度正相關，剩余可采儲量與變異系數正相關，即井網完善程度和平面非均質性是儲量動用的主要影響因素，統計剩余地質儲量為276.8×104t。

3 注入水流向分析

結合生產情況、產吸剖面、層位對應情況分井組對注入水流向進行分類評價，強弱流線評價方法不再贅述，以陳3-93井組為例，說明歷史流線的評價方法：陳3-93井Ⅱ、Ⅲ亞段合注，吸水資料顯示主吸層由2012年時的Ⅱ亞段轉變為2015年時的Ⅲ亞段產層，因此判斷陳3-93井到Ⅱ亞段生產井陳3-26井為一個歷史流線方向。

K2t13的水平井數占總井數的63%，不同時期投產、不同位置的水平井水淹模式也不同。線狀水淹特點為無水采收率高，見水后含水率迅速上升，產油量遞減嚴重；點狀水淹特點為無水累產油較低，見水后含水上升慢，含水采油期較長。對全區12口水平井水淹狀況進行評價。以Ⅰ亞段水平井為例，陳3平21井動態表現為點狀水淹模式，結合注水流向圖分析來水方向西弱東強；陳3平16井動態表現為線狀水淹模式，分析來水方向判斷水淹規律自西向東為中等水淹、強水淹和弱水淹，見圖5。在此基礎上結合產量劈分結果對水平段含水率進行分段賦值，繪出各亞段的含水等值線圖，再結合流向圖，可有效指導下步調整對策的制定。

圖5 Ⅰ亞段注入水流向

4 數值模擬研究

在構型建模的基礎上開展數值模擬研究，統計剩余地質儲量為271.2×104t，與儲量動用評價結果相對誤差為2.0%。

根據各亞段各小層的剩余油分布狀況，歸納統計出現階段調整潛力區，并進一步分析剩余油主控因素，將剩余油分為三種類型：近井物性遮擋型，為水錐受夾層物性封擋而成；井間未完全驅替型，由構型單元間滲流屏障隔擋而成；油層內部頂部未控制型，為斷層或亞段間隔層封擋而成，見圖6。將剩余儲量按三種類型劃分，統計發現油層內部頂部未控制型剩余油共125.9×104t，占剩余油總量的46.4%，是下步調整的重點。

圖6 陳堡油田K2t13剩余油類型

5 應用與效果

通過儲量動用評價及注水流向分析，明確了縱向潛力砂體及平面弱驅位置，數模手段與評價結果相互驗證的同時，進一步量化了剩余油分布，在此基礎上開展的一系列油藏調整工作受效顯著。

5.1 剩余油挖潛

研究成果指導實施的挖潛井均獲高產，驗證了前期研究的準確性。2017年初實施的側陳3-117和側陳3平1井，初期日產油均穩定在15 t，至2018年12月累計產油8 364 t；2018年底新部署的陳3-123井，在水淹程度最高的Ⅲ亞段鉆遇油層2層20.9 m。

5.2 流場調整

注采聯動改變固有流場，以K2t13-8的陳3平2井為例，通過弱流線注水井陳3-104井增注，強流線注水井陳3-93井控注，配合陳3平2井原層補孔引效，調整后日增油5 t，含水下降10%，有效提高了水平段周圍的水驅動用程度。

2017至2018年實施流場調整后，液流方向改變率43.4%，措施累計增油8 778 t，年綜合遞減率由29.18%下降至12.12%，扼制了產量遞減勢頭。

6 結論

(1)油水運動規律復雜是制約邊底水塊狀油藏高含水期穩產的主要因素，開展儲層構型研究和定性定量描述剩余油潛力是該類油藏改善開發效果的關鍵。

(2)對于邊底水復合驅動的塊狀油藏，劃分驅動階段是儲量動用評價的前提，運用水油比及水油比導數的曲線形態評價水侵模式的方法適用性較好。

(3)常規劈產方法對于水平井常規井組合開發、邊底水復合驅動的塊狀油藏適用性較差。塊狀油藏產量劈分應考慮不同井型、驅動階段、夾層分布情況來開展，陳堡油田K2t13實鉆驗證了新方法的準確性。

(4)根據陳堡油田K2t13剩余油主控因素，將剩余潛力分為近井物性遮擋型、井間未完全驅替型以及油層內部頂部未控制型，其中油層內部頂部未控制型占比46.4%。