中高含水弧狀油藏流場改變的水驅(qū)技術(shù)研究

王全貴

（中國石油化工股份有限公司江蘇油田分公司試采一廠，江蘇江都 225265）

1 存在的主要問題

江蘇復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)中后期主要存在以下問題：（1）復(fù)雜斷塊油藏平面井網(wǎng)完善難度大、縱向上逐層上返，高含水期水驅(qū)不充分，采收率低于中石化同類油藏平均水平；（2）剩余油挖潛物質(zhì)基礎(chǔ)好，但剩余油高度分散，井網(wǎng)加密和層系細(xì)分調(diào)整等目前主要提高采收率技術(shù)逐漸不能滿足開發(fā)需要；（3）“以網(wǎng)驅(qū)油”是實現(xiàn)高度分散剩余油挖潛的經(jīng)濟(jì)有效方法，但三角形非常規(guī)井網(wǎng)水驅(qū)控制程度定量評價、剩余油分布模式以及流場轉(zhuǎn)換方式等油藏工程問題無現(xiàn)成經(jīng)驗借鑒[1-3]。

2 研究思路及依托情況

利用油藏精細(xì)描述建立的地質(zhì)模型，應(yīng)用數(shù)模開展了典型油藏真11E2s14+5的剩余油分布規(guī)律研究。根據(jù)剩余油分布潛力及流場分布特征，按照“扶弱控強(qiáng)、弱點(diǎn)強(qiáng)面”的流場調(diào)整思路，結(jié)合流場變換的主要技術(shù)，形成了變流場開發(fā)調(diào)整方案。

3 弧狀油藏真11E2s14+5

3.1 油藏開發(fā)概況

真11 塊E2s14+5層系疊合含油面積0.65 km2，地質(zhì)儲量為123.9×104t。儲層為中高滲儲層，平均孔隙度為24.2 %；原油性質(zhì)較好，地面原油密度在0.833 7 g/cm3～0.885 6 g/cm3，地面原油黏度在4.7 mPa·s～18.2 mPa·s。

真11 塊E2s14+5層系于1975 年6 月投入開發(fā)，其開發(fā)歷程經(jīng)歷了試采、注采完善穩(wěn)產(chǎn)、產(chǎn)量遞減和治理挖潛四個階段。截止2014 年底，投入注水開發(fā)儲量114.4×104t，共有油水井12 口，其中采油井8 口，開井8口，日產(chǎn)液94.8 t，日產(chǎn)油水平12.1 t，綜合含水87.1 %，采油速度0.36 %，累產(chǎn)油47.436 6×104t，階段采出程度38.29 %；注水井4 口，開井3 口，日注水平59.3 m3，累注水183.6×104m3，月注采比0.92，累注采比0.84。

3.1.1 剩余油分布規(guī)律 應(yīng)用建立地質(zhì)模型，在儲量擬合和生產(chǎn)動態(tài)歷史擬合的基礎(chǔ)上，得到了各含油砂體的剩余油飽和度分布圖，根據(jù)剩余油分布圖，總結(jié)了平面和縱向上剩余油分布規(guī)律。

3.1.1.1 平面單砂體剩余油分布特征

E2s14-2砂體：天然能量較充足，受邊水和注入水推進(jìn)影響，整體水淹較嚴(yán)重。從剩余油飽和度值看，平面水淹受構(gòu)造、物性、注采井網(wǎng)影響較大，未水淹和弱水淹面積很小，主要位于斷層邊部和微構(gòu)造高點(diǎn)處。

E2s14-6砂體：天然能量充足，主要依靠天然能量開發(fā)。從剩余油飽和度值看，未水淹和弱水淹面積很小，主要位于斷層邊部和微構(gòu)造高點(diǎn)處；中水淹層主要位于S61、Z77、Z78 井區(qū)附近。

E2s14-9砂體：砂體厚度較大，本次根據(jù)內(nèi)部夾層分布，將模擬層細(xì)分為2 層。從剩余油飽和度看，上部儲層物性較差，受儲層物性影響，水淹程度相對弱，平均含油飽和度較高。未水淹和弱水淹主要位于斷層邊部和Z11-6、CZ78、Z113 井區(qū)；中水淹層主要位于北部、南部物性相對較差區(qū)。下部未水淹和弱水淹主要位于斷層邊部和南邊部物性較差區(qū)域；中水淹層主要位于Z38、Z26-1 井區(qū)。

表1 真11E2s14+5 層系各砂體儲量動用狀況

E2s15-3砂體：含油面積小，從剩余油飽和度值看，受邊水和注入水推進(jìn)影響，未水淹和弱水淹主要位于斷層邊部和Z131 井物性較差及巖性變化區(qū)域；中水淹層主要位于Z121-1、Z121-2 井區(qū)。

E2s15-4砂體：平面水淹規(guī)律與E2s15-3砂體類似。

3.1.2 縱向水淹與剩余油分布特征 各砂體采出程度模擬結(jié)果（見表1），由于儲層物性的差異性，各小層儲量動用狀況不一。E2s14-2砂體儲層物性較好，采出程度較高，采出程度達(dá)到43.59 %；其次為E2s14-6砂體，采出程度43.10%；再其次為E2s14-9砂體，采出程度39.04 %；E2s15-3砂體和E2s15-4砂體動用狀況中等，采出程度分別為38.74 %和26.48 %。從剩余可動油潛力及規(guī)?？?，縱向上主要集中于E2s15-3、E2s15-4和E2s14-9砂體，其他砂體剩余可動油潛力相對較小。

3.2 流場變換對策

根據(jù)剩余油分布規(guī)律，剩余油相對較集中的區(qū)域水淹程度較輕、流場強(qiáng)度較弱；剩余油分布相對較差的區(qū)域主要集中在油藏構(gòu)造低部位及注采井主流線附近。結(jié)合平面上與縱向上流場及剩余油分布狀況，確定了以流場變換為主的調(diào)整思路及具體方案。

調(diào)整思路：以完善注采井網(wǎng)、增加油井水驅(qū)方向為主，將能量相對較差、剩余油相對集中的E2s14-9、E2s15-3、E2s15-4砂體重組為一套注采井網(wǎng)，兼顧其他局部相對富集砂體的挖潛。通過增加水驅(qū)方向及挖潛措施相結(jié)合，平面和縱向上的流場調(diào)整來改善開發(fā)效果。

具體對策：E2s14-9、E2s15-3、E2s15-4砂體配套完善井網(wǎng)，增加油井水驅(qū)方向。轉(zhuǎn)注內(nèi)部高含水井真11-11，大修恢復(fù)低部位真121-1 井注水，補(bǔ)開低部位真141 井注水，形成內(nèi)部及邊部相結(jié)合注水。注水井真137 井附近E2s14-2、E2s14-5砂體由于平面物性影響水淹程度較弱、剩余油相對富集，轉(zhuǎn)采；真11-8 井補(bǔ)層電性較高，局部儲量未動用合采E2s14-1砂體；真139 井大段合采，目前處于高含水低產(chǎn)，根據(jù)剩余油分布，E2s14-9、E2s15-3砂體動用程度差，可卡堵水挖掘斷層附近剩余油。真11-8 東北局部不完善，可利用側(cè)真186 井側(cè)鉆，根據(jù)鉆遇情況，先采后注。流場變換具體工作量（見表2）。

表2 真11E2s14+5 層系開發(fā)調(diào)整挖潛工作量統(tǒng)計表

達(dá)到提高水驅(qū)波及系數(shù)和驅(qū)油效率，實現(xiàn)改善油藏水驅(qū)和提高采收率的雙重目的。

4 應(yīng)用效果評價

根據(jù)中高含水油藏流場變換技術(shù)對策研究，結(jié)合剩余油分布特點(diǎn)，在真武、沙埝油田中高含水油藏重點(diǎn)采取了改變初始井網(wǎng)和改變油水井工作制度為主的流場調(diào)整應(yīng)用。通過單一和組合應(yīng)用流場調(diào)整技術(shù)，實現(xiàn)了流場強(qiáng)弱的轉(zhuǎn)換，有效挖掘了油藏剩余油潛力，取得了良好效果。

真11E2s14+5實施層系井網(wǎng)重組及弱勢流場剩余油挖潛，開發(fā)效果大幅改善。重點(diǎn)開展了真11-11 轉(zhuǎn)注、真141 補(bǔ)層注水，真139 井卡堵水層系歸位；下層系潛力較小的注水井真137 井轉(zhuǎn)采E2s14-2、E2s14-5電測水層，驗證剩余油認(rèn)識；真11-8 挖潛E2s14-1局部未動用剩余油和實施側(cè)真186 井的側(cè)鉆。

通過井網(wǎng)重組及剩余油挖潛，真11E2s14+5開發(fā)效果明顯改善。單井措施挖潛見到了明顯效果，單元日產(chǎn)油由2014 年底的11.9 t 上升到2017 年7 月的36.1 t，綜合含水由87.4 %下降至82.2 %。根據(jù)水驅(qū)特征曲線、童氏圖版測算，預(yù)計調(diào)整后采收率可達(dá)52.6 %，比標(biāo)定的48 %提高4.6 %。