K44油藏剩余油分布特征及挖潛對策研究

趙 輝，李坪東，楊 帆，馬 騁

（1.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006；2.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710016；3.中國石油長慶油田分公司第十一采油廠，甘肅慶陽 745000）

研究區(qū)屬于兩套層系局部疊合，兩套井網獨立開發(fā)油藏[1，2]。其中K4-1 層砂體走向呈北東～南西向，平均厚度18.7 m，孔隙度18.4%、滲透率19.3 mD，為巖性油藏；K4-2 層砂體走向呈北西～南東向，平均厚度7.7 m，孔隙度15.5%、滲透率9.6 mD，為構造-巖性油藏，底水較發(fā)育，以直接接觸為主；K4-1 物性好于K4-2，油藏共探明含油面積1.91 km2，地質儲量106.04×104t。

K44 油藏目前油井總井數43 口，開井38 口，井口日產液水平240 t，井口日產油水平71 t，綜合含水70.4%，平均動液面1 692 m，單井日產油能力1.9 t；水井總井數16 口，開井15 口，日注水440 m3，平均單井日注水28 m3，月注采比1.64，累計注采比1.46，地質儲量采油速度2.44%，地質儲量采出程度22.98%，可采儲量采油速度12.2%，可采儲量采出程度114.9%。

研究區(qū)目前K4-1、K4-2 層水驅狀況復雜，剩余油分布特征不清晰[3]。K4-1 層東部中含水高采出，西南部邊緣高含水低采出，平面水驅狀況復雜；K4-2 層西北部中含水高采出，東、中部高含水低采出，平面水驅狀況復雜。導致下步挖潛對策缺少針對性。

本次研究先從剩余油分布特征入手，總結剩余油控制因素。再制定針對性的挖潛措施，并利用數值模擬技術，開展剩余油挖潛效果預測，為進一步提高研究區(qū)油藏儲量的控制和動用程度、改善開發(fā)效果提供依據。

1 剩余油分布特征研究

通過研究區(qū)K4-1、K4-2 油層的剩余油飽和度分布圖，可以看出，剩余油分布特征主要有如下幾個特點[4]：

（1）物性較好部位剩余油富集：研究區(qū)為巖性油藏，受巖性及物性控制程度高，物性較好的區(qū)域剩余油飽和度較高。

（2）平面剩余油相對富集：隨著注水開發(fā)，K4-1 層剩余油相對富集，在油水井間呈條帶狀分布，K4-2 層剩余油零星分布，富集于油水井間未波及區(qū)域。

（3）縱向各層剩余油差異大：縱向上K4-1 層剩余油相對富集，集中在K4-1 層上段；K4-2 層剩余油分布較為零散，局部剩余油富集。

2 剩余油受控因素分析

結合靜態(tài)研究、動態(tài)分析成果，對剩余油受控因素進行剖析。

2.1 平面剩余油受控因素

（1）構造影響。油田經過較長時間的開發(fā)，特別是注水開發(fā)后，油層的原始油水界面將隨著開發(fā)的進程發(fā)生改變。之前的圈閉內的油水界面將微構造分成了不同的微型圈閉，這時微構造的形態(tài)往往對剩余油的富集起主導作用。例如K41-28、K42-30 等井位于構造高部位，油層下部含水飽和度高，上部含水飽和度低，高部位注水后，水往下部突進，剩余油逐漸向上聚集，構造高部位含油富集。

（2）井網不完善。在研究中發(fā)現K4-1 局部存在井網不完善區(qū)域，如K41-30-K41-31 之間，油藏中部以反九點井網控制，但該部位1 口注水井只對應3 口油井，井網不完善，含油飽和度在45%以上，存在剩余油富集區(qū)。

2.2 剖面剩余油受控因素

（1）注采不對應。局部存在注采不對應情況，例如K42-32 注K4-122，K43-32 和K41-32 產K4-121，在該區(qū)域內K4-122有注無采，而K4-121有采無注，造成K4-121剩余油富集。

（2）井距過大。K205-16 和K205-17 井間井距超過300 m，周邊無注水井，屬于自然能量開采，剩余油呈厚油層狀富集，含油飽和度50%作用，造成剩余油在兩井之間富集。

（3）水驅不均。通過水驅前緣分析，K44 區(qū)水驅前緣形態(tài)主要分為兩類，反韻律型和紡錘型，反韻律沉積，砂體內部在垂向上巖石顆粒自下而上由細變粗，水驅沿上段突進剩余油在下段富集，底部低滲透帶控制高含水開發(fā)后期剩余油。紡錘型水驅沿中部突進，砂體內部上下兩段低滲透段，造成了剩余油在砂層頂底段都有富集。

3 剩余油挖潛對策及效果預測

從研究結果來看，K4-1 平面剖面剩余油都有富集，K4-2 以剖面剩余油富集。針對不同的控制因素，制定了相應的挖潛對策（見表1）。

表1 剩余油挖潛對策表

利用數值模擬技術，對部分方案進行了效果預測，為方案實施提供依據。

預測一：局部井網加密。根據平面剩余油分布圖來看，K4-1 油藏中部含油飽和度相對較高（47.3%），剩余油呈條帶狀分布，設計部署加密井6 口，數模模擬預測，實施加密后，日產油比目前方案多15 t、含水率下降10%左右，至預測模型累產油將增加0.9×104t（見圖1）。

圖1 局部井網加密效果預測曲線

預測二：剖面治理。以K43-35 井為例：剖面治理后注水波及形態(tài)從尖峰狀變?yōu)榫鶆蛐螒B(tài)，預測至末期井組累積增油0.41×104t（見圖2）。

圖2 剖面治理前后注水驅效果圖（上：治理前、下：治理后）

預測三：補孔。為完善局部注采對應關系，實施油水井補孔措施6 口。通過數值模擬預測，補孔后至預測末期單井含水率較原方案下降1.5%～4.5%，累積增油0.35×104t。

預測四：開窗側鉆。在因套損導致的儲量失控部位，部署開窗側鉆井，挖潛剩余油。通過數值模擬預測，開窗側鉆后，單井日產油3 t，含水率25%，累積產油達到0.8×104t。

數值模擬效果預測，為挖潛方案的實施提供了依據，截止目前已實施補孔5 口、剖面治理2 口、開窗側鉆1 口且取得一定的效果。

層內補孔：按照數值模擬預測效果指導層補孔5口。注入端實施水井層內補孔3 口，整體水驅動用程度由47.2%上升到52.3%；采出端：油井補孔暫堵壓裂2 口，整體儲量控制程度由87.4%上升到90.1%。累積增油358 t。

剖面治理：K4-1 層，K43-29 井組小層注采不對應，實施水井補孔措施，完善注采關系，吸水厚度由2.0 m上升到7.0 m，水驅動用程度由24.1%上升到47.7%，治理后井組累積增油271 t。K4-2 層K43-35 井吸水剖面呈尖峰狀吸水，對該井實施補孔+堵水調剖后，剖面呈均勻吸水，水驅動用程度提高了55.7%，對應井組目前含水穩(wěn)定。

開窗側鉆：結合剩余油刻畫成果和數值模擬預測效果，在因套損導致K4-2 儲量失控區(qū)域，優(yōu)化部署開窗側鉆井1 口，投產后初期日產油2.6 t，產能恢復率92.9%，剩余油挖潛效果較好。

4 結論及認識

通過剩余油分布特征研究，分析平面剖面剩余油富集主控因素，并制定了針對性的挖潛對策，利用數值模型開展實施效果預測，為下步油田開發(fā)調整提供了依據，并取得了以下認識和建議。

（1）K4-1 層東部中含水高采出，西南部邊緣高含水低采出，平面水驅狀況復雜；K4-2 層西北部中含水高采出，東、中部高含水低采出，平面水驅狀況復雜。導致下步挖潛對策缺少針對性。

（2）隨著注水開發(fā)，K4-1 層剩余油相對富集，在油水井間呈條帶狀分布，K4-2 層剩余油零星分布，富集于油水井間未波及區(qū)域。

（3）研究區(qū)平面剩余油富集受控于局部構造高部位、井網不完善；剖面上剩余油受控于注采不對應、井距過大、水驅不均等因素。

（4）通過數值模擬效果預測，指導了剩余油挖潛實施，從實際效果看，層內補孔完善注采對應關系、剖面治理改善剖面平面水驅、開窗側鉆提高儲量控制程度，綜合實施后，剩余油挖潛效果較好。