特低滲小斷塊油藏流場調整實踐與認識
——以東北分公司油田為例

甘文軍

（中國石化東北油氣分公司勘探開發研究院，吉林長春 130062）

東北油氣分公司已投入開發的油田生產單元多具有儲層滲透率低、儲量豐度低、斷塊面積小、砂體厚度薄等低品位油藏的特征，在低油價的環境背景下嚴重制約了油田的開發效益。為了提高儲量動用率，降低開發成本，針對平面、層間、層內三大矛盾形成的不同剩余油分布特征和模式，以實現均衡驅替、有效驅替為目的，制定了不同的流場調整對策，進行了流場立體調整，實現了特低滲小斷塊低品位油藏的效益開發。

1 剩余油分布特征及主控因素研究

通過對東北油氣分公司投入開發的油田生產單元油藏剩余油動態分布研究，結合構造、儲層、注 采流線、井網及壓力特征的分析，揭示了剩余油形成的主控因素及分布模式。

1.1 平面剩余油分布及主控因素

平面上剩余油分布主要受井網控制程度、砂體平面展布及連通性、儲層平面非均質性[1-3]、斷層封閉性和井投產時間造成的地層壓力分布等因素控制。

根據各因素對剩余油控制程度的不同，可以劃分為五種剩余油分布模式：①斷層遮擋或巖性尖滅帶附近[4]水驅滯留形成的剩余油富集區；②油井排之間注入水很難波及驅替到形成的剩余油富集區[5]；③平面上注采不完善形成的剩余油富集區（有采無注區及有注無采區）[6]；④次流線方向上的剩余油富集區；主流線方向（高滲方向）油層吸水多、水推進快、水洗程度高，導致“舌進”[7]，而次流線方向（中低滲方向）油層吸水少、水推進慢、水洗程度低，剩余油富集[8]；⑤裂縫發育帶水竄造成的裂縫不發育區內的剩余油富集區[9]。

1.2 層間剩余油分布及主控因素

層間非均質性及注采差異會導致“單層突進”[10]。在多層合采的情況下，層數越多、層間差異越大、單井產液量越高，層間干擾越嚴重。如SN106 區塊主力層儲層物性好（小Ⅰ11-3砂體平均孔隙度20.8%，平均滲透率304.5×10-3μm2），水驅啟動壓力低，易水驅，流場優勢明顯，采出程度高，剩余油飽和度較低；非主力層儲層物性差（農Ⅺ5-9 小層平均孔隙度17.0%，平均滲透率11.4×10-3μm2；小Ⅰ33-5砂體平均孔隙度16.0%，平均滲透率22.3×10-3μm2），水驅啟動壓力高，水驅弱，儲層弱驅富集，采出程度較低，剩余油飽和度高（圖1）。

圖1 SN106 區塊各小層技術可采儲量采出程度

1.3 層內剩余油分布及主控因素

油層厚度對注入水波及程度有較大的影響。薄油層垂向韻律差異不明顯，剖面整體水洗厚度占比高，油層采收率較高。厚油層由于滲透的韻律性及非均質性較強造成層內剩余油分段富集。注入水沿高滲帶（優勢通道）突進，其余部分成為剩余油富集區；注入水一般沿正韻律層的下部及反韻律層的上部錐進，造成正韻律層的頂部和反韻律層的底部剩余油富集。整體上厚油層比薄油層原油動用率低，水驅采收率不高。

2 流場調整對策

油田整體已進入高含水階段，針對非均質性嚴重、開采不均衡等差異性特征，在剩余油“差異性富集”分布特征研究和流場調整機理逐步明晰的基礎上，通過技術優化，開展“流場調控、協同驅油”的轉流線調整，從而提高剩余油挖潛的準確性和針對性，改善油藏開發效益。針對不同剩余油分布模式，通過調流場、轉流線試驗，總結出四種流場調整對策，逐步完善了低成本水驅開發技術決策。

2.1 水井分注調流場

針對層間注采差異及儲層非均質性造成的層間剩余油“差異富集”，通過分層注水轉流線實現均衡有效驅替，實現剩余油挖潛。針對研究區儲層特征及井斜大的特點，探索完善了水井分注工藝技術，目前形成了多級偏心投撈分注及機械卡封油套分注兩種分注工藝及定點調壓流量測試技術。

七棵樹油田主力含油層系為沙河子組2，3 號小層，原始開發方案設計采用一套層系進行開發。開發過程中，存在單層突進的現象（3 號小層吸水狀況好、產液高、含水高）。試驗井SW8-5-1 井實施分注后，對應油井層間矛盾得到改善，產液剖面逐漸均衡，日增油2.2 t。

2.2 邊外注水調流場

針對平面上在斷層附近或巖性尖滅帶附近、油井間和注采不完善區域所富集的剩余油，實施“轉”，采用邊外注水等方式實現改變流線、轉流線[11]，提高采收率。

邊外注水增產的機理是通過變腰部注水為邊外注水，使注入水優先在水體中擴散，實現均阻同進；變控制注水為強化注水，大幅提注，增大驅替壓力梯度，實現升壓擴容。邊內注水容易產生平面舌進現象，注水波及體積較小；邊外注水實現均阻同進，增大驅替壓力梯度，同時參與滲流孔隙體積增加，更多小孔隙原油被驅出，驅油效率得到提高。對邊外注水關鍵影響因素及適應性研究發現：斷塊封閉條件好或側面有巖性邊界、油水黏度比小于50、水體倍數小于100 的油藏適合邊外注水。另外，地層傾角、條帶寬度、油層厚度為相互關聯的影響因素。即相同含油條帶寬度油藏，地層傾角越大，油層越薄，底水帶越窄，含油高度越大，邊外注水效果越好，反之，邊外注水效果越差。

秦家屯油田SN106 區塊整體為斷背斜構造，東西兩側由兩條邊界斷層夾持，南北開啟，中心區位于背斜高部位，適合采用邊外注水調節流場。通過在構造低部位大井距、大排量注水形成人工強邊水，提高驅動壓力、改變流場，使分散剩余油二次富集達到提高采收率的目的。試驗井QJ1 井見到效果后日產液由關井前16.5 t 上升至19.0 t，日產油由2.8 t上升至9.0 t，含水率由83.0%下降至52.9%（圖2），邊外注水增產效果顯著。

2.3 注采調整調流場

針對與條帶狀高滲帶或裂縫水竄因素有關形成的鄰近低滲帶剩余油滯留區，利用注采調整調流場、轉流線，提高采收率。

一是優化油井生產參數轉流線。通過高產液井關停或限液、低產液井提液等改變油井工作制度引流線，提高驅替效率，實現低成本轉流線。例如DB33井區CO2試驗區通過氣竄井間歇生產，改變地下CO2運移方向，提高油井見效率。試驗期間關停主流線氣竄井DB33-4-4 井，非主流線油井DB33-5-4井日產油量從1.7 t 上升至3.6 t。

圖2 試驗井QJ1 井調流場前后生產曲線對比

二是協調注采轉流線。針對平面長期較為穩定的注水方式，油水井形成固定流線，水驅效果較差的井組，立足現井網，通過優化注采，改變液流方向，實現低成本轉流線。七棵樹油田關停期間開展注采調整轉流線試驗，針對油藏中部受物性、裂縫等影響，形成固定流線，主流線方向油井SW10P3井停產，分流線方向油井SW10-11 井在對應水井SW10-2 井提高注水量的同時，提液拉流線，日產液量增加7.0 t，日產油量增加5.0 t。

三是周期注水轉流線。針對層間剩余油“差異富集”的井組，利用脈沖注水控含水、擴波及等實現低成本轉流線。由于低滲透裂縫油藏巖石基質毛細管壓力大，滲吸作用強，通過脈沖注水能夠改善波及，提高驅油效率，且滲透率差別越大效果越好[12]。對于非均質層狀砂巖，注入水首先流過阻力較小的高滲透層，經過長時間的沖刷作用，高滲透層的滲透率進一步提高，形成竄流通道；而在低滲透層，注入水的滲流阻力較大，造成水推進緩慢，大部分原油未被波及。脈沖注水通過周期性的改變注水量，在地層中造成不穩定的壓力狀態，地層中壓力不斷升高或降低，從而產生附加壓差；在壓力上升過程中，注入水從高滲透層進入低滲透層，在壓力下降階段，油從低滲透層被驅出來，完成驅油過程。脈沖注水過程中，地層間含油飽和度及滲透性差異越大，產生的附加壓差越大，在一個注水周期內由高滲透層段滲透到低滲透層段的水量和由低滲透層段滲透到高滲透層段的油量也越多，即脈沖注水改善水驅效果越明顯[13-15]。腰英臺油田DB34 井區含水高、層間非均質性強，實施周期注水后，日增油3.5 t。

2.4 水井調驅調流場

針對油層滲透韻律性及非均質程度高造成的剩余油層內分段富集的單井，實施“調”。在注水開發進程中，層內非均質性嚴重的油層，高滲透層段都產生了“大孔道”，導致其他相對低滲透部分弱水洗[16-17]。剖面上吸水差異大，水驅動用程度差，后期開發應注意及時調整吸水剖面[18-19]，加大層內剩余油挖潛，實現縱向轉流線。針對小層內縱向砂體間吸水差異大，可以通過懸浮分散體系+弱凝膠堵調體系，以及注入工藝中段塞、堵劑用量及壓力控制等的優化方案改變水井縱向吸水狀況，使得剩余油富集的弱驅井段對應吸水量增加，從而提高采收率。彰武油田ZW2-2-1 井調驅后壓降曲線變緩，優勢通道得到一定程度地封堵，注入示蹤劑后34 d才于油井中發現，時間遠遠大于正常未調剖井7～10 d 的周期，并且3 口井日增油量2.0 t，表明調驅具有一定的效果。

3 結論

（1）東北油氣分公司投入開發的特低滲小斷塊低品位油藏具有平面、層間、層內三種剩余油富集特征及七種剩余油富集模式。

（2）水井分注、邊外注水、注采調整、水井調驅等流場調整對策可針對不同剩余油富集模式實現流場的立體調整，提高采收率和開發效益。