注水油藏开发后期剩余油分布规律研究与挖潜对策

1 研究背景

D 区块属于复杂断块油藏，储层发育受构造-岩性双重控制，采用不规则面积井网实施注水开发，目前进入“特高含水、高液量、高采出程度”三高开发阶段，开发中存在问题主要有三方面：

一是主力层动用程度高，产量递减快。根据储层物性、含油性、厚度及产能特征等指标，将储层分为 I、II、III 三类，其中 I 类储层为主要开发对象，开采速度高，水淹情况较为严重，多数井实施堵水、调层等措施，导致水驱动用储量减少，储采失衡矛盾突出。而 II、III类储层储量占总储量 35% ，储层物性、连通性较差，注水开发效果不明显，基本处于是天然能量开发阶段，产量呈“坠崖”式下降，区块开发形势严峻。

二是剩余油分布规律认识不清，无法满足精细开发要求。D 区块I 类储层主要连通程度高，开发时间早，采出程度大，水洗程度高，剩余油分布复杂。根据 2021 年新井取心资料，I 类储层1 级水淹厚度占比 53.5%，2 级水淹厚度占比 35.5% ，3 级水淹厚度占比 11% 。II、III类储层基本处于非主力沉积微相内，措施挖潜效果差，剩余油“甜点区”无法确定。

三是井下技术状况差，油水井利用率低。受出砂、套损、落物等因素影响，多数井基本处于关井停产状态，造成注采井网欠完善，破坏原有注采平衡，加剧注入水水窜程度。

2 技术对策研究

2.1 精细刻画剩余油分布规律

对于多年注水开发油藏，摸清地下剩余油存在状态，才能明确措施挖潜及开发调整方向。为此通过建立区块地质模型，开展精细油藏描述，从宏观、微观角度出发，对剩余油分布特征进行研究，其中 I类储层剩余油主要有三种类型：

一是主力河道横向相变非均质滞留区，主要表现为主河道间注入水未波及剩余油、河道边角剩余油、砂体尖灭边缘剩余油三种模式；二是断层切割带剩余油，主要分布在断层上盘；三是储层韵律性剩余油，区块属于正韵律性储层，底部高渗带水淹严重，含油饱和度20%～25% ，顶部低渗区主要为 3 级水淹，含油饱和度在 40%～50% 之间，剩余油富集。

对于 II、III 类储层，储层物性、连通性差，剩余油分布类型主要有两种，一是厚度小的薄砂体，呈现砂泥互层状特片，砂体厚度多在1.0～1.5m ，物性、泥岩夹层在 0.2m～0.5m ，单控储量小，剩余油连片分布；二是局部发育小透镜体，主要受断层控制，砂体厚度 2m～3m ，分布范围30-40m，具有一定储量规模，基本处于天然能量开发阶段，剩余可采储量较大。

2.2 分储层优选开发方式

对于 I 类储层，前期注水见到较好增油效果，后期因储层非均质性、采出程度高等因素水淹严重，平面上注采井间、注入水未波及区域、断层切割带等剩余油富集[2]，为此提出重构注采井网恢复注水思路，辅以注采井别互换、化学调剖调驱、正韵律储层措施挖潜等，提高注入水波及体积，改善水驱油效果，主要技术手段如下：

一是注采井网优化，根据油藏达西渗流理论，结合相关经验公式，确定 I 类储层合理注采井距为 250m 。二是建立油藏无因次采油强度与井底流动压力关系曲线。当地层压力在 25MPa 时，生产井流动压力在 14MPa 出现拐点，确定合理的井底流动压力 13~15MPa。三是正韵律储层剩余油挖潜。根据岩性、物性、电性特征，对 I 类储层内部隔夹层进行识别，细分顶部韵律层，实施全井段挤灰重新射孔、选择性射孔等手段，挖掘顶部韵律段剩余油。四是对I 类储层实施调驱，堵塞注采井间优势大孔道，迫使水线改变方向，提高 II、III 类储层相对吸水量，挖掘剩余油潜力。

对于 II、III 类储层，针对平面上沉积微相变化快、纵向上层多、厚度小等问题，根据测井曲线响应特征，细分隔夹层类型，主要发育物性和泥质夹层，在此基础上，对韵律层的微相类型进行分析，建立测井曲线形态与沉积微相关系，重新绘制 II、III 类储层沉积微相图，建立相控小河道注采井网。

2.3 注水井组细分重组，提高水驱储量动用程度

D 区块储层非均质性较为严重，储层变异系数 0.8 以上，导致注水开发中层间、层内矛盾突出，为此利用数值模拟技术，确定不同含水阶段渗透率极差大小。在低含水量水阶段（含水小于 20% ），同一注水井段各层渗透率极差控制在6~7 之间，中含水阶段（含水 20%～60% ）渗透率极差控制在 5~6 之间，高含水阶段（含水 60%～90% ）渗透率极差控制在4~5 之间、特高含水阶段（含水大于 90% ）渗透率极差控制1~4 以内，要结合射孔情况、隔夹层发育情况，合理优化封隔器位置，最大程度减少同一注水井段内各小层渗透率极差。

2.4 利用侧钻、压裂等手段，挖掘剩余油潜力

为进一步改善注水开发效果，在剩余油分布规律重新认识基础上，对套损井、落物井、低产低效井实施侧钻，完善注采井网，提高油井利用率，实现储量有效动用。同时对于储层物性差长期注水不受效油井，实施压裂引效，提高单井产能。另外，对于局部有注无采井网，实施油井调补层、堵水上返等措施，完善注采对应关系，提高水驱储量控制程度。

3 实施效果

通过上述技术研究，D 区块注水开发效果得到明显改善，日产油量增加 150 吨，综合含水下降 5.5% ，水驱储量控制程度提高 25.2% ，水驱储量动用程度提高 20% ，2023 年自然递减率为 10.5% ，综合递减率为 5.2% 。利用甲型水驱特征曲线、童氏图版及相关经验公式预测可提高标定收率 3.0% ，水驱油效率大幅度提高。

参考文献：

[1]邱枫;王成.老君庙油田 M 油藏剩余油分布规律研究[J].中国石油石化,2017(12)

[2]朱光普等.特高含水期剩余油分布及形成机理[J].科学通报.2017(22).

[3]李楠.井控面积法研究定边油田延 9 油藏剩余油分布规律[J].辽宁化工,2021(06).

作者简介：

李东霖，男，1993 年 12 月出生，汉族，油藏工程岗工程师，2014年毕业于长江大学石油工程专业，现于生产测试大队从事油藏开发工作。