紅南油田K1S1油藏剩余油挖潛研究

郭建軍 （中國地質(zhì)大學 （北京）能源學院，北京100083）

張守松 （中國石油勘探開發(fā)研究院國際項目評價研究所，北京100083）

易安祥 （中國石油天然氣勘探開發(fā)公司阿爾及利亞，北京100083）

李 煒 （中國地質(zhì)大學 （北京）能源學院，北京100083）

1 油藏介紹

紅南油田2塊K1S1油藏為一塊狀邊底水構(gòu)造油藏，構(gòu)造及巖性是控制油藏的主要因素，驅(qū)動類型以邊底水驅(qū)動為主。含油層系是白堊系三十里大墩組 （K1S1－1～K1S1－4），油藏埋深1400～1600m，含油面積3.1km2，平均油層厚度13m，動用地質(zhì)儲量633×104t。紅南油田構(gòu)造較簡單，內(nèi)部僅發(fā)育一條2m左右斷層。K1S1油藏發(fā)育細砂巖，砂巖段為塊狀，有穩(wěn)定的泥隔層。主要夾層有3個，鈣夾層1－1、泥夾層1－1、泥夾層2－1。泥夾層2－1發(fā)育且分布穩(wěn)定，以這個夾層的頂?shù)诪榻?，將含油段K1S1－2分成上下2個油層段。平均孔隙度28.5%，平均滲透率760×10－3μm2，平均殘余油飽和度29.4%。

原油性質(zhì)較好，具有低密度、低粘度、低氣油比和中等體積系數(shù)的特點，地面原油密度0.8g/cm3，粘度2.5mPa·s，氣油比98m3/t，體積系數(shù)1.12，原始地層壓力10.8MPa。

2 精細油藏地質(zhì)研究成果

將紅南2塊開發(fā)層縱向上按沉積旋回劃分為4個小層，建立了橫縱7個骨架剖面。在取心井HN222井巖心分析基礎上建立了夾層劃分測井響應標準，由此劃分了6個巖性夾層。其中油層段內(nèi)整體分布泥巖夾層1個，局部分布鈣質(zhì)夾層1個，條帶狀分布泥巖夾層1個。其中分布廣泛的泥鈣質(zhì)夾層對油井生產(chǎn)，尤其是底水錐進有一定的影響。

儲層非均質(zhì)性強，水平滲透率變異系數(shù)3.9，垂直滲透率變異系數(shù)達到1.5。水平滲透率一般大于垂直滲透率，平均為其3.1倍。

紅南油田原構(gòu)造圖以10m間距等高線作圖，現(xiàn)采用2m小間距等高線作圖，突出油層頂面的微幅構(gòu)造，為尋找剩余油分布提供依據(jù)。

3 剩余油分布規(guī)律研究

3.1 油藏油水運動規(guī)律研究

油藏總體水驅(qū)特征為：無水開采期較長，基本達54個月左右；2007年以前，綜合含水沿采收率50%的趨勢緩慢上升。采出程度達到23.0%左右時迅速上升，2011年含水已由40%快迅上升到86.0%。

2005年3月開始提高排量生產(chǎn)，在保持穩(wěn)產(chǎn)的同時，2008年以后油藏進入中含水期再次大幅度提液，迅速上升至高含水期，日產(chǎn)油由320t下降到77t。從油藏含水上升率來看 （圖1），2007年以前基本保持在1.8%

左右；2008年以來，含水上升率迅速提高，比上一年平均提高10.4個百分點，油井暴性水淹嚴重[1]。

圖1 油藏含水上升率

分析認為，生產(chǎn)壓差變大是引起含水快速上升形成水錐的重要影響因素。歷年油藏平均地層壓力是持續(xù)下降的，從動液面資料分析流壓也是下降的，2009年動液面已降至762m。油藏平均生產(chǎn)壓差2007年前上升平緩，但之后生產(chǎn)壓差加大上升幅度更為明顯，由2.3MPa上升到3.0MPa再上升到4.6MPa，相應的綜合含水也是迅速上升的，由43.0%上升到63.0%再上升到86.3%。由此分析，生產(chǎn)壓差大的井更容易暴性水淹[2]。

3.2 平面水淹規(guī)律研究

從平面上總體來看，水淹方向基本由邊部推向軸部中心；由南到北方向性明顯、推進速度快，南部整體水淹情況嚴重；軸部靠北的井受水錐影響，暴性水淹嚴重，受生產(chǎn)不均衡影響，油水界面很不均衡；水淹受構(gòu)造影響最大，低部位井容易水淹；其次夾層尤其是泥夾層2－1對抑制水淹起到重要的作用；生產(chǎn)壓差和射孔位置也對油井水淹程度有重要影響[3]。圖2為紅南油田K1S1油藏井位分布圖。

圖2 紅南油田K1S1油藏井位分布圖

東西向軸部井含水上升規(guī)律：自西向東大幅度上升。由最東部的HN218井開始，然后是西部低部位的HN213井，由東、西往HN205井附近推進；由西向中部的推進速度相對更快。

南北向軸部井含水上升規(guī)律：由最南部的HN215井開始向北推進，北部由HN211井開始向中部推進。南向中部的推進速度相對更快。

1）油井水淹從低部位向高部位逐步推進，平面上南部速度快、北部慢 1998年7月以前，出水井僅為南部的HN212井和HN215井。2口井位于構(gòu)造南部低部位，物性較好，同時整體穩(wěn)定分布的K1S1－2段頂部泥夾層2－1在該區(qū)較薄 （約3m）且具有一定的滲透性，對抑制底水錐進的能力較弱。因此，可認為底水淹沿南部推進速度快。

至2011年，只有中心靠北部3口井低含水，其他井基本進入高含水階段。從累積含水看，軸部靠北的井累積含水低，反映水淹主要受水錐影響較大。

2）油井水淹速度受生產(chǎn)壓差、夾層厚度及射孔位置影響明顯 2005年3月開始大幅度提高排量高速生產(chǎn)，油藏生產(chǎn)壓差明顯增大，油藏含水上升明顯；尤其到2006年以后，生產(chǎn)壓差從1.8MPa迅速提升到2008年的4.6MPa，整個油藏內(nèi)部形成一個巨大的壓降漏斗，油藏含水迅速上升。

夾層對緩解水淹起到重要的作用。對比2005年同期完鉆井，油藏較中心部位的HN2－33井水淹程度比東部邊部的HN2－35井嚴重，分析該井水淹方向并非由東向西，而是由HN206井→HN2－43井→HN2－33井或由HN215井→HN208井→HN2－42井→HN2－33井，水淹程度與隔夾層分布相當一致。

從構(gòu)造位置來看，東、西最邊部井HNP2C井和HN221X井位置并不高，但是見水時間卻較晚，含水上升速度也相對較慢。分析原因是射開段下面不僅有4m厚的泥夾層，而且射孔段在鈣夾層上部，夾層起到了主要作用。

3）平面上水淹不均勻，油藏已經(jīng)不再具備統(tǒng)一的油水界面 2004～2008年完鉆了大批過路井，分析這些井的電測資料變化，可以清晰了解油水運動規(guī)律。以HN222井作為對比 （已經(jīng)證實水淹），按一定方向?qū)Ρ戎車従?，分析南部及北部低部位井已基本水淹，靠近中心部位井的水淹程度輕。

計算油水界面，南部HN2－42井上升了18m，北部HN2－31井只上升了5m，抬升幅度明顯低于南部，說明油藏內(nèi)部油水界面已很不均衡。2009年完鉆一批井，當時周圍油井已高含水。但資料顯示除南部HN2－49井嚴重水淹外，其他井并未完全水淹，進而說明油水界面不統(tǒng)一。

3.3 縱向上水淹規(guī)律研究

從縱向上來看，縱向上水淹分為底水水淹和邊水水淹。底水水淹情況有3種：①油藏物性好的南部底水推進速度快；②大排量生產(chǎn)，生產(chǎn)壓差加大，容易引起底水錐進；③油井射開層距油水界面近，底水容易推進到井底。

邊水水淹主要受夾層影響，夾層可以起到阻擋底水上升的作用：當?shù)姿鰥A層會繞流，此時如果提高生產(chǎn)壓差，會加大壓降漏斗，水會快速進入油層上部導致水淹。南部井比北部井水淹嚴重，說明油藏內(nèi)部油水界面已很不均衡；而北部靠軸部井底水基本保持原始狀態(tài)。

1）南部油井水淹受邊水和底水雙重影響，邊水影響較大 2005年南部同期完鉆5口井，從它們與HN222井電性對比可以看出，全井段基本水淹 （除HN2－43井），最高水淹至870m；而北部低部位井HN203井低含水，HN203井射孔底深886.31m。分析HN2－42井水淹不是底水造成的，一定有邊水水淹。從HN2－43井與老井HN206井對比來看，HN2－43井上部電性明顯變差，分析為邊水水淹。南部井水淹模式初期為底水抬升，產(chǎn)生次生邊水后，水淹方向由南向軸部推進。

2）西部井水淹受構(gòu)造影響，底水水淹為主 HN2－39井全井段水淹，其低部位鄰井HN221X井射孔頂深較HN2－39井低3m并未完全水淹。由此分析西部井以底水水淹為主，之后邊水水淹，邊水方向由西向軸部推進。

3）東部井水淹為南部邊水推進及底水錐進共同作用 東部HN218井，于2000年8月最早見水。該井射孔底深887.9m，距離油水界面14m左右；該井周圍具有較厚的夾層，厚度6m，分析水來源于南部的邊水。東部HN2－35井不僅受底水水淹嚴重，同時通過與老井HN206井對比，水淹段有2段，說明也存在邊水水淹，由此推判邊水方向來自南部。

HN2－35井2007年回采K1S1油層，射孔底深878.9m，但結(jié)果出水，分析該井于2005年完鉆后，邊水繼續(xù)水淹至頂段。此時其鄰井HN201井只是低含水，其射孔底深885.2m，近一步說明HN2－35井并非只是底水水淹。

4）北部生產(chǎn)井少，水淹不嚴重，為次邊水水淹 2004年在北部完鉆8口過路井，其中軸部靠北的HN2－23井及HN2－31井與1996年完鉆的HN10井電性相當，說明該區(qū)此時基本保持原始未水淹狀態(tài)，北部井底水抬升幅度明顯低于南部。該區(qū)水淹較早的HN211井于2004年2月開始見水，此時東部鄰井HN218井含水已達70%以上。鄰井HN2－25井9月顯示水淹。分析該區(qū)為邊水，來自HN218井方向。

5）軸部井因生產(chǎn)壓差的快速放大，導致底水錐進，油井快速水淹 2009年軸部井幾乎全部水淹，但從2009年完鉆的過路井電測曲線來看，除南部的HN2－49井水淹嚴重外，其他井并未完全水淹，說明軸部井是底水錐進影響。

引起底水錐進原因分析是生產(chǎn)壓差的快速放大導致。2005年油藏采液速度及采油速度提高，油藏生產(chǎn)壓差逐漸變大。2007年生產(chǎn)壓差達到2MPa以上，并逐步上升，達到了引起底水錐進的界限壓差2.5MPa。2007年起軸部井逐漸進入含水階段，邊底水由邊部向軸部推進，此時若增大生產(chǎn)壓差，就會引起水錐，導致油井快速水淹。

3.4 剩余油分布研究

2009年完鉆井具有規(guī)模性，并且投產(chǎn)后未水淹特征明顯，因此以此為重點研究油藏剩余油分布。結(jié)合水淹測井解釋圖版，確定未水淹層提出挖潛措施。

2009年完鉆9口井，通過與鄰近老井對比，認為HN10井未水淹，開采層為油層。以該井為基準，對比分析認為 HN2－46井、HN2－38井、HN2－36井未水淹，HN2－45井、HN2－19井上部未水淹。HN2－37井和HN2－28井基本未水淹。綜合考慮確定HN2－46井、HN2－28井補孔。

通過尋找全區(qū)未水淹層尋找剩余油分布有利區(qū)。根據(jù)已生產(chǎn)井大幅見水時間，算出從原始油水界面到油層段射孔底部抬升距離，得到油水界面年平均抬升高度，從而推算目前的油水界面[4，5]；以構(gòu)造頂減去目前油水界面，就是推算的未水淹厚度，根據(jù)此方法，老井未水淹區(qū)主要在北部，而南部井基本全井段水淹 （表1）。結(jié)合2009年完鉆井的測井曲線，計算出未水淹層段，做出未水淹厚度的平面分布圖。HN216井、HN2－38井至HN2－28井區(qū)未水淹厚度相對較大，是主要的潛力區(qū)。

表1 未水淹厚度推算表

結(jié)合水淹規(guī)律及未水淹厚度分布結(jié)果，應用測井資料和阿爾奇公式法，計算出含水飽和度，進而得到剩余油平面分布圖。

根據(jù)上述研究，認為剩余油主要分布區(qū)域有3個：首先是構(gòu)造高部位，尤其是中部暴性水淹井周圍的區(qū)域；然后是北部油水界面抬升速度相對較慢地區(qū)，剩余油相對豐富；最后是無生產(chǎn)井的錐間帶。

4 剩余油挖潛方案部署

1）層內(nèi)堵水 選擇層內(nèi)正韻律特征明顯的油井，結(jié)合硼中子或過套管測井結(jié)果，先用有機堵劑對射孔段進行堵水，再對油層頂部1～2m左右進行射孔。建議優(yōu)先選擇暴性水淹明顯的井，實施井號HN205井、HN203井、HN204井、HN209井等。

2）油井補孔[6]根據(jù)前述2009年過路井潛力評價，建議選擇部分油井進行換層改采白堊系油層，射孔時盡量選擇油層頂部，利用好夾層，保證射孔段位于夾層以上。補孔井號HN2－46井、HN2－45井、HN2－38井。

3）轉(zhuǎn)注和調(diào)驅(qū) 選井原則：夾層厚度較大，能起一定作用；位于水線推進方向明確的較低部位；并選擇合適的調(diào)驅(qū)劑進行調(diào)驅(qū)。建議井號HN208井、HN218井、HN2－40井。

4）加密調(diào)整井[7，8]根據(jù)治理措施，跟蹤評價效果，選擇北部井距較大的HN209附近和HN205附近進行加密調(diào)整，設計新井2口：HN301井和HN302井，如圖2所示。

5 調(diào)整后的效果

方案共實施堵水2口井，井號HN205井、HN203井；油井補孔2口井，井號HN2－46井、HN2－45井。實施前后對比日產(chǎn)油增加10t，累計增油1045t，綜合含水下降3.5%。

6 結(jié) 語

在對油藏進行精細地質(zhì)研究的基礎上，總結(jié)了油藏油水運動規(guī)律，水淹模式及影響因素。進一步開展了剩余油分布規(guī)律研究，發(fā)現(xiàn)紅南油田K1S1油藏構(gòu)造高部位、油水界面抬升速度相對較慢的北部以及無油井生產(chǎn)的錐間帶存在剩余油，制定了以轉(zhuǎn)注、堵水、補孔為主的綜合調(diào)整方案，實施后達到了增油降水的作用。

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