高含水油田剩余油分布規律及挖潛效果評價

范 鵬，孟令為，楊學武，楊 健，許志雄，蔡 濤，劉 可，賀艷玫，李宏偉

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

D 區A 油藏為典型的邊底水油藏，經過42 年的開發，已進入“雙高”開發階段，油層水洗程度高，水驅狀況復雜，伴隨套損井日益增多，儲量失控區域不斷擴大，亟需開展剩余油分布規律研究，目前全區開井71 口，綜合含水90.9 %，采油速度0.19 %，采出程度22.03 %，套破在用井29 口，占比48.3 %，套損狀況嚴重。

1 剩余油分布規律研究

1.1 不同沉積相類型剩余油分布特征

D 區A 油藏主力產層為長x 層，屬于三角洲平原分流河道沉積物，由于河道分布的非均質性復雜，儲層平面和層間非均質性嚴重，在本區造成主河道內為主要的剩余油富集區，在河漫灘和天然堤砂體中的剩余油分布次之（見圖1），大型河道沉積形成的儲層由于砂體分布面積廣，儲層滲透率高，連通性相對較好，平面上大部分井點都已不同程度水淹，剩余油主要存在于砂體局部變差部位，而分流河道砂體，剩余油主要分布在河間薄層砂或河道邊部物性變差以及那些孤立呈分散狀且井網難以控制的小透鏡體中[1]。

1.2 不同儲層流動單元剩余油分布特征

剩余油主要分布在主河道部位，而在流動單元中（見表1）的分布主要分布在C 類流動單元中（65.0 %），A 類中的剩余油較少（11.0 %），這說明河道中物性好的部位已經由于長期開采最先形成注入水推進的通道，因此其剩余油飽和度較低[2]。而在物性較差的部位注入水推進較慢，甚至地層不吸水導致剩余油飽和度較高。

圖1 A 油藏沉積微相分布直方圖

1.3 儲量分布與剩余油分布

根據儲層物性和目前生產情況，綜合數據統計表明地質儲量與剩余地質儲量成正比，在地質儲量大的層位，剩余地質儲量也較大，第二砂層組剩余油最多，第一砂層組次之，第三和第四砂層組分布較少（見表2）。

1.4 A 油藏剩余油分布情況

在進行基礎地質分析基礎上，通過Eclipse 油藏數值模擬軟件，對A 油藏進行剩余油飽和度計算，發現剩余油主要分布于局部構造高部位和沉積主河道注水未波及的部位[3，4]，平面上主要集中在油藏南部高構造部位，油藏西部主河道側向的注采井數比小，注水波及范圍小井組內，剖面上主要集中在第二和第一砂層組。

表1 A 油藏長x 層流動單元劃分標準

表2 A 油藏各砂層組儲量動用情況

2 剩余油挖潛效果評價

2.1 整體實施情況

A 油藏屬于典型構造-巖性油藏，邊底水較發育，有效厚度大（平均22.6 m），構造上南高北低，東高西低，儲層物性上南部好于北部，平面上累計采油分布不均，目前剩余油挖潛主要針對局部構造高部位，累計采出低，因油井套破導致儲量失控井組，2018-2019 年圍繞儲量失控但剩余油仍較富集區域，結合現有井網、井場條件，開展以井網疊合區深層長停井補孔，連片儲量失控區老井開窗側鉆為主的剩余油挖潛工作，在D 區部署補孔改層井A1、A2，開窗側鉆井B1、B2。

2.2 補孔改層效果評價

措施后生產動態表明，2018 年實施A1 井補孔長x層后，日產油2.4 t，含水54.2 %，明顯高于鄰井老井，措施效果好，2019 年實施A2 井補孔長x 層后，投產即純水生產，無增油，措施效果差（見表3）。

表3 長x 層補孔井與鄰井生產情況對比表

表3 長x 層補孔井與鄰井生產情況對比表（續表）

A1 井位于油藏西部儲量失控井組，周圍油井平均可采儲量采出程度33.7 %，該井長x 層與周圍鄰井相比，長x 層構造相對較高，以第二砂層組為目的層段，層內油水層與下伏水層間有小段富含泥質夾層，初次壓裂改造后，日增油2.4 t，含水低于老井，措施效果好（見表4）。

與周圍老井電測曲線進行對比分析認為，A 油藏長x 層為低阻油層，在雙高開發階段，潛力井目的層段以電阻顯示無明顯油水分異為特征，厚度≤5 m，與下伏層內水層呈三類接觸關系，中間有富含泥質的砂巖相隔，初期改造加砂量≤5.0 m3，排量800 L/min（見表5）。

2019 年借鑒A1 井選井原則和措施參數，優選位于油藏西部儲量失控井組內的A2 井實施補孔改層長x，該井與周圍相鄰老井長x 層相比,有效厚度大，砂頂構造高，初期壓裂改造后投產，投產即純水生產，累計產油0 t，通過對比測井綜合圖和固井質量圖（見表6），認為該井長x 層內發育4 m 水層，第一膠結面固井質量差，導致底水壓穿后上返，措施無效。

表4 A1 井長x 層物性及測井解釋成果

表5 A1 井長x 層歷次措施施工參數及生產情況跟蹤表

表6 A2 井及鄰井長x 層物性條件對比

2.3 開窗側鉆效果評價

2019 年結合剩余油數值模擬成果，在油藏南部高構造部位部署開窗側鉆井B1，北部主河道側向注采井數比小區域內部署開窗側鉆井B2。B1 投產后，液量、含水均低于相鄰老井，實施效果好，B2 投產后，液量、含水均明顯高于相鄰老井，措施效果差（見表7）。

表7 長x 層開窗側鉆井與老井生產情況對比表

B1 井位于油藏南部，目的層完鉆于原井D31-3 西南120 m 處，原井可采儲量采出程度61.2 %，剖面上看，該井目的層為長x 層第一砂層組，位于高構造部位，與周圍油水井對應關系差，施工壓裂曲線表明石英砂主要鋪墊于初期一次壓裂縫中，該井產能全部來自于第二小層，受第二小層無注水波及影響，油井投產情況即代表該區域第一砂層組生產潛力，目前低液量，高含水，表明該區域第一砂層組動用潛力偏小，為非主力層。

B2 井位于油藏北部，目的層完鉆于原井D123-11東南120 m 處，原井可采儲量采出程度35.3 %，剖面上看，該井目的層為長x 層第二砂層組，構造平緩，與周圍油水井對應關系好，施工壓裂曲線表明石英砂在地層中進行了二次造縫且裂縫延伸距離遠，對應水井C122-10 已累計注水50×104m3，油井投產即高液量、高含水生產，表明該構造平緩區域水驅波及范圍廣，油水井間已注水溝通，剩余油富集程度低，油藏北部整體開窗側鉆潛力小。

3 結論及認識

（1）A 油藏長x 層平面上剩余油主要富集于油藏南部高構造部位和西部分流河道側向，油藏北部剩余油不富集，剖面上主要是第二砂層組，第一砂層組次之。

（2）A 油藏長x 層潛力井目的層段以低電阻且無明顯油水分異為特征，與下伏層內水層呈三類接觸關系，中間由富含泥質砂巖相隔，初期改造加砂量≤5.0 m3，排量800 L/min。

（3）油藏南部一直位于分流河道主向，構造高，砂體厚度大，4 個砂層組均發育，現階段仍存在小層注采不對應砂層組可動用，是下步剩余油挖潛的主要目標區域。