錦16塊特高含水期剩余油分布規(guī)律研究

趙辰軍

（中國石油遼河油田公司錦州采油廠，遼寧凌海 121209）

錦16塊特高含水期剩余油分布規(guī)律研究

趙辰軍

（中國石油遼河油田公司錦州采油廠，遼寧凌海 121209）

利用錦16塊轉變開發(fā)方式、新井多、資料全的時機，應用油藏工程法、動態(tài)監(jiān)測法、檢查井巖心分析等方法綜合研究，從宏觀到微觀、從大規(guī)模到小規(guī)模對剩余油進行了細致研究，建立了特高含水期剩余油控制模型，尤其是對層內夾層控油進行了細致研究，并根據剩余油分布特點進行了挖潛實踐，取得了較好效果。

錦16塊；特高含水期；剩余油；分布規(guī)律；夾層；挖潛

錦16塊為一個層狀邊底水非均質砂巖油藏，經過多年的注水開發(fā)，取得了較好的開發(fā)效果，目前已進入注水開發(fā)階段后期，采出程度已達43.6%，綜合含水93%以上，注入水沿強水洗大孔道無效竄流，剩余油分布零散，挖掘剩余油難度較大。2007年為了進一步提高開發(fā)效果，在區(qū)塊主力部位1.25 km2范圍內開辟的三次采油實驗區(qū)，部署新井46口及1口密閉取心井，新井完鉆后，借助一手資料多且全的有利時機，開展了剩余油精細研究。

1 油藏概況

錦16塊構造上位于遼河裂谷盆地西斜坡南部，為北東向長條狀南傾分布的斷鼻狀構造。含油面積為3.92 km2，石油地質儲量為2 523×104t，其主要地質特征如下：

（1）構造相對簡單。由2條近東西向三級斷層所夾持，南傾斷鼻構造。

（2）油層厚度較大，層數多。斷塊含油井段為1255～1460 m，共分3個油層組，17個砂巖組，33個小層，油層有效厚度為36.2 m。

（3）儲層物性較好。有效孔隙度為29.1%，滲透率為750×10-3μm2。

（4）原油物性較差。20℃地面原油密度為0.9317 g／cm3，50℃地面脫氣原油粘度為72.78 mPa·s；地層原油密度為0.842 5～0.878 5 g／cm3，原油粘度14.3 mPa·s，油水粘度比為24.6，原始氣油比為42 m3／t。

（5）天然能量小。原始地層壓力為13.98 MPa，飽和壓力為12.71 MPa，地飽壓差為1.27 MPa。

該塊興隆臺油層于1976年投入勘探，于1979年1月全面投入開發(fā)，同年4月實施注水開發(fā)，6月分注。截至目前，斷塊經歷了擴大分采區(qū)、細分開發(fā)層系和完善注采井網3次重大綜合調整。

2 剩余油精細研究［1］

2.1 潛力層識別標準的確定

2007年，錦16塊開展化學驅試驗，增加46口新井資料及19口井單砂層生產及測試資料，在此基礎上建立了潛力層識別標準。

通過對射孔井段含油性、射孔參數、電性等反復對比分析，得到目前潛力層的判別標準：①厚層頂部要有穩(wěn)定的泥巖隔層；②射孔段下部要有物性夾層；③無夾層時，射孔底界要避下部強水淹層4 m以上；④為保證產液能力，射開油層厚度不小于1 m；⑤儲層物性好，含油飽和度高，電阻率大于50Ω·m，時差大于370μs／m。

2.2 剩余含油飽和度的確定［2］

2.2.1 開發(fā)動態(tài)法

油田開發(fā)實踐證明，當全面投入并進入穩(wěn)定生產階段后，水驅砂巖油藏含油飽和度與采出程度有如下關系：

式中：So——目前含油飽和度；Soi——原始含油飽和度；Sos——采出油影響含油飽和度減少值；R——目前采出程度。

目前采出程度為46.7%，目前含油飽和度為38.6%。

2.2.2 注水存水率估算法

應用物質平衡原理，在注水保持壓力開發(fā)的油田，注進油層的水占據了被采出油的孔隙體積，使含水飽和度增加。含水飽和度計算公式如下：

式中：Sw——目前含水飽和度，%；Swi——束縛水飽和度，%；Sws——注入水使飽和度增加值；Wi-Wp——油層存水量，104m3；VP——油層孔隙體積，104m3；Soc——剩余油飽和度，%。

經計算，含水飽和度為59.6%，剩余油飽和度為40.4%。

2.2.3 C／O飽和度測試

共有14口井進行了C／O飽和度測試。測得結果與巖心分析相差較大，對測試含油飽和度利用標準相滲曲線進行校正，結果表明，目前含油飽和度為41.1%。

綜合上述方法，得到目前含油飽和度為39.3%（表1）。

表1 剩余油飽和度統(tǒng)計結果

2.3 平面剩余油分布規(guī)律研究［3］

平面剩余油研究方法是以單砂體儲層、油層分布情況、沉積情況、連通情況、注入采出剖面以及油井生產歷史等資料為基礎，將注水井注入量劈分到各單砂體，再結合油井生產情況、新井的潛力層分布特點，繪制單砂體含水平面分布圖研究剩余油分布規(guī)律。

該塊平面上整體水淹嚴重，剩余油高度零散。受構造、沉積及注采系統(tǒng)影響，局部仍有零散剩余油相對富集條帶。

2.3.1 構造高點控油

受構造影響，構造高部位成為剩余油富集區(qū)，其成因為：受構造高差影響，注水推進速度存在差異，構造高點剩余油仍相對富集。在開發(fā)初期，注水見效時間與高差關系較大。錦2-6-6井位于錦2-6-05井的高部位，見到注水時間達26個月，而錦16井與錦2-6-05井高差不大，見水時間僅3個月。

另外，統(tǒng)計2007年底投產效果好的新井，結果顯示：油井日產油與注水井同一小層的高差有一定關系［4］（圖1）。

圖1 油井日產與小層高差關系

2.3.2注采系統(tǒng)控油

錦16塊三層系北部長期注采不平衡，累計注水477×104m3，累計采水470×104m3；南部累計注水421×104m3，累計采水372××104m3，因此北部剩余油相對富集。

北部注水井錦2-6-05井自1993年6月上返后，周圍長期沒有注水井，該井周圍形成了剩余油富集區(qū)（圖2）。

圖2 注采系統(tǒng)控制剩余油

2.3.3沉積微相控油

受沉積影響，注水推進速度存在差異，順主流線方向注水推進速度為1.57 m／d，主流線側向注水推進速度為0.51 m／d，而逆主流線方向注水推進速度僅為0.26 m／d（表2），因此造成注水井沉積側翼方向剩余油相對富集（圖3）。平面上，壩間薄層砂物性較差，因對油水運移起到遮擋作用，也是控油因素之一（圖4）。

2.4 縱向剩余油分布規(guī)律研究

縱向剩余油集中在各砂巖組的頂部小層和厚層的頂部，主要受上部隔層、下部夾層及重力影響。

2.4.1頂部小層含油飽和度分布規(guī)律

不同小層常規(guī)巖心飽和度圖（圖5）和不同小層C／O飽和度圖表明（圖6），不同砂巖組頂部小層含油飽和度高于底部小層含油飽和度。

表2 不同方向驅替水進速度統(tǒng)計

圖3 注水井主流線側緣控油圖

圖4 壩間薄層砂控油圖

2.4.2層內矛盾突出，剩余油主要集中在厚層頂部［5］

電測解釋表明有64%的潛力層集中在厚層頂部，C／O測試也表明剩余油集中在厚層頂部。為尋找層內剩余油成因，開展厚層內部水淹機理研究。利用GRE軟件對錦16塊反韻律厚層進行了水驅油機理研究，結果表明：以反韻律厚層為主的油層，由于受油水密度差影響，加之水平滲透率與垂向滲透率相近，厚層頂部剩余油仍相對富集。

圖5 不同小層常規(guī)巖心飽和度

圖6 不同小層C／O飽和度

層內剩余油控制因素研究表明，當存在夾層時，層內頂部剩余油更為富集。

（1）巖心分析表明，53號層為復合韻律厚層，厚度為7.8 m，由2個反韻律組成。盡管層內上下物性相差不大，但含油飽和度分析和水洗效率計算表明，頂部水洗效率低，夾層上部水洗效率低，下部受重力影響水洗均勻，水洗效率高（圖7）。

（2）新井二次解釋及生產情況表明，反韻律厚層頂部及厚層內夾層上部剩余油富集［6］。錦2-6-A235井電測顯示，厚層頂部夾層上部剩余油富集。錦2-6-A235井和錦2-6-A225井的生產也證實厚層上部及夾層頂部含水低，產油量高。

2.4.3縱向剩余油主控因素研究

縱向剩余油主控因素包括隔層控油、夾層控油、重力控油等因素。

（1）隔層控油。隔層一般物性致密，巖性較純，多為泥巖或泥質粉砂巖。數模結果表明，在隔層以下，剩余油相對富集。

（2）夾層控油。厚油層中物性或巖性夾層上部剩余油相對富集。

（3）重力控油。受重力影響，厚油層上部剩余油相對富集。錦觀2井微電極曲線表明，厚層內無明顯夾層，但頂部仍為高電阻層，約為120Ω·m。

圖7 錦檢2井厚層水驅后水洗狀況

3 應用及效果分析

3.1 精細地質研究，開展化學驅井非目的層挖潛

遵循邊研究邊實踐、再研究再實踐的原則，為了挖掘剩余油潛力，根據剩余油分布特點，優(yōu)選射孔部位，選擇微高點、厚層頂部，夾層上部、薄差層實施挖潛，取得了較好效果。分3批實施，先后投產19口井，初期日產油為160.2 t，最高日產油達到290 t，19口井當年即實現挖潛增油49 836 t，創(chuàng)效1.6×108元。

3.2利用研究成果，部署調整井

根據錦16塊剩余油縱向厚層內頂部富集且平面分布零散的特點，為挖掘剩余油潛力，在兼顧多潛力層區(qū)域挖潛，利用二、三次采油結合的思路在一層系部署新井8口，預計年建產能1.5×104t。

4 結論

（1）注水砂巖油藏特高含水期平面上剩余油分布主要受構造高點、注采系統(tǒng)、沉積微相等因素控制；縱向上剩余油主要集中在厚層頂部，隔層、夾層、重力等因素對剩余油分布影響較大。

（2）實踐證明在特高含水期注水非均質砂巖仍具有一定剩余油潛力，類似油藏可繼續(xù)開展實驗研究。

［1］ 肖武.斷塊油藏剩余油分布的地質研究方法探討［J］.油氣地質與采收率，2004，11（1）：58-60.

［2］ 湯春云.油田高含水期剩余油飽和度研究方法及應用［J］.江漢石油職工大學學報，2004，17（2）：4-7.

［3］ 黃偉崗.剩余油分布地質研究方法［J］.西南石油學院學報，2005，27（3）：5-7.

［4］ 李興國.油層微型構造對油井生產的控制作用［J］.石油勘探與開發(fā)，1987，14（2）：53-59.

［5］ 牛紀鳳.特高含水期厚油層層內剩余油研究方法［J］.石油天然氣學報，2006，28（4）：345-347.

［6］ 楊世剛.高含水期水淹層剩余油測井評價技術［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2004：15-16.

Jin-16 block of Liaohe oilfield is characterized by multiple new wells and abundant data and through synthetic analyses of reservoir engineering，dynamic monitoring，and core analysis，the regularity study of remaining oil distribution has been carried out from macroscopic to microscopic and big scale to small scale.The control model of remaining oil at extra high water-cut stage has been established，especially making a detailed study on controlling effect of interlayer.According to the remaining oil features，the potential tapping has been put into practice and achieved good effect.

71 Regularity study on remaining oil distribution at extra high water-cut stage of Jin-16b

Zhao Chenjun（Jingzhou Production Plant of Liaohe oilfield Company，PetroChina，Linhai，Liaoning 121209）

Jin-16 block；extra high water-cut stage；remaining oil；distribution regularity；interlayer；potential tapping

TE313.3

A

1673-8217（2011）06-0071-04

2011-05-27；改回日期：2011-08-24

趙辰軍，工程師，1977年生，2000年畢業(yè)于石油大學（華東），現從事油田開發(fā)研究工作。

彭剛