红南油田K1S1油藏剩余油挖潜研究

郭建军 （中国地质大学 （北京）能源学院，北京100083）

张守松 （中国石油勘探开发研究院国际项目评价研究所，北京100083）

易安祥 （中国石油天然气勘探开发公司阿尔及利亚，北京100083）

李 炜 （中国地质大学 （北京）能源学院，北京100083）

1 油藏介绍

红南油田2块K1S1油藏为一块状边底水构造油藏，构造及岩性是控制油藏的主要因素，驱动类型以边底水驱动为主。含油层系是白垩系三十里大墩组 （K1S1－1～K1S1－4），油藏埋深1400～1600m，含油面积3.1km2，平均油层厚度13m，动用地质储量633×104t。红南油田构造较简单，内部仅发育一条2m左右断层。K1S1油藏发育细砂岩，砂岩段为块状，有稳定的泥隔层。主要夹层有3个，钙夹层1－1、泥夹层1－1、泥夹层2－1。泥夹层2－1发育且分布稳定，以这个夹层的顶底为界，将含油段K1S1－2分成上下2个油层段。平均孔隙度28.5%，平均渗透率760×10－3μm2，平均残余油饱和度29.4%。

原油性质较好，具有低密度、低粘度、低气油比和中等体积系数的特点，地面原油密度0.8g/cm3，粘度2.5mPa·s，气油比98m3/t，体积系数1.12，原始地层压力10.8MPa。

2 精细油藏地质研究成果

将红南2块开发层纵向上按沉积旋回划分为4个小层，建立了横纵7个骨架剖面。在取心井HN222井岩心分析基础上建立了夹层划分测井响应标准，由此划分了6个岩性夹层。其中油层段内整体分布泥岩夹层1个，局部分布钙质夹层1个，条带状分布泥岩夹层1个。其中分布广泛的泥钙质夹层对油井生产，尤其是底水锥进有一定的影响。

储层非均质性强，水平渗透率变异系数3.9，垂直渗透率变异系数达到1.5。水平渗透率一般大于垂直渗透率，平均为其3.1倍。

红南油田原构造图以10m间距等高线作图，现采用2m小间距等高线作图，突出油层顶面的微幅构造，为寻找剩余油分布提供依据。

3 剩余油分布规律研究

3.1 油藏油水运动规律研究

油藏总体水驱特征为：无水开采期较长，基本达54个月左右；2007年以前，综合含水沿采收率50%的趋势缓慢上升。采出程度达到23.0%左右时迅速上升，2011年含水已由40%快迅上升到86.0%。

2005年3月开始提高排量生产，在保持稳产的同时，2008年以后油藏进入中含水期再次大幅度提液，迅速上升至高含水期，日产油由320t下降到77t。从油藏含水上升率来看 （图1），2007年以前基本保持在1.8%

左右；2008年以来，含水上升率迅速提高，比上一年平均提高10.4个百分点，油井暴性水淹严重[1]。

图1 油藏含水上升率

分析认为，生产压差变大是引起含水快速上升形成水锥的重要影响因素。历年油藏平均地层压力是持续下降的，从动液面资料分析流压也是下降的，2009年动液面已降至762m。油藏平均生产压差2007年前上升平缓，但之后生产压差加大上升幅度更为明显，由2.3MPa上升到3.0MPa再上升到4.6MPa，相应的综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，生产压差大的井更容易暴性水淹[2]。

3.2 平面水淹规律研究

从平面上总体来看，水淹方向基本由边部推向轴部中心；由南到北方向性明显、推进速度快，南部整体水淹情况严重；轴部靠北的井受水锥影响，暴性水淹严重，受生产不均衡影响，油水界面很不均衡；水淹受构造影响最大，低部位井容易水淹；其次夹层尤其是泥夹层2－1对抑制水淹起到重要的作用；生产压差和射孔位置也对油井水淹程度有重要影响[3]。图2为红南油田K1S1油藏井位分布图。

图2 红南油田K1S1油藏井位分布图

东西向轴部井含水上升规律：自西向东大幅度上升。由最东部的HN218井开始，然后是西部低部位的HN213井，由东、西往HN205井附近推进；由西向中部的推进速度相对更快。

南北向轴部井含水上升规律：由最南部的HN215井开始向北推进，北部由HN211井开始向中部推进。南向中部的推进速度相对更快。

1）油井水淹从低部位向高部位逐步推进，平面上南部速度快、北部慢 1998年7月以前，出水井仅为南部的HN212井和HN215井。2口井位于构造南部低部位，物性较好，同时整体稳定分布的K1S1－2段顶部泥夹层2－1在该区较薄 （约3m）且具有一定的渗透性，对抑制底水锥进的能力较弱。因此，可认为底水淹沿南部推进速度快。

至2011年，只有中心靠北部3口井低含水，其他井基本进入高含水阶段。从累积含水看，轴部靠北的井累积含水低，反映水淹主要受水锥影响较大。

2）油井水淹速度受生产压差、夹层厚度及射孔位置影响明显 2005年3月开始大幅度提高排量高速生产，油藏生产压差明显增大，油藏含水上升明显；尤其到2006年以后，生产压差从1.8MPa迅速提升到2008年的4.6MPa，整个油藏内部形成一个巨大的压降漏斗，油藏含水迅速上升。

夹层对缓解水淹起到重要的作用。对比2005年同期完钻井，油藏较中心部位的HN2－33井水淹程度比东部边部的HN2－35井严重，分析该井水淹方向并非由东向西，而是由HN206井→HN2－43井→HN2－33井或由HN215井→HN208井→HN2－42井→HN2－33井，水淹程度与隔夹层分布相当一致。

从构造位置来看，东、西最边部井HNP2C井和HN221X井位置并不高，但是见水时间却较晚，含水上升速度也相对较慢。分析原因是射开段下面不仅有4m厚的泥夹层，而且射孔段在钙夹层上部，夹层起到了主要作用。

3）平面上水淹不均匀，油藏已经不再具备统一的油水界面 2004～2008年完钻了大批过路井，分析这些井的电测资料变化，可以清晰了解油水运动规律。以HN222井作为对比 （已经证实水淹），按一定方向对比周围邻井，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轻。

计算油水界面，南部HN2－42井上升了18m，北部HN2－31井只上升了5m，抬升幅度明显低于南部，说明油藏内部油水界面已很不均衡。2009年完钻一批井，当时周围油井已高含水。但资料显示除南部HN2－49井严重水淹外，其他井并未完全水淹，进而说明油水界面不统一。

3.3 纵向上水淹规律研究

从纵向上来看，纵向上水淹分为底水水淹和边水水淹。底水水淹情况有3种：①油藏物性好的南部底水推进速度快；②大排量生产，生产压差加大，容易引起底水锥进；③油井射开层距油水界面近，底水容易推进到井底。

边水水淹主要受夹层影响，夹层可以起到阻挡底水上升的作用：当底水遇夹层会绕流，此时如果提高生产压差，会加大压降漏斗，水会快速进入油层上部导致水淹。南部井比北部井水淹严重，说明油藏内部油水界面已很不均衡；而北部靠轴部井底水基本保持原始状态。

1）南部油井水淹受边水和底水双重影响，边水影响较大 2005年南部同期完钻5口井，从它们与HN222井电性对比可以看出，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，一定有边水水淹。从HN2－43井与老井HN206井对比来看，HN2－43井上部电性明显变差，分析为边水水淹。南部井水淹模式初期为底水抬升，产生次生边水后，水淹方向由南向轴部推进。

2）西部井水淹受构造影响，底水水淹为主 HN2－39井全井段水淹，其低部位邻井HN221X井射孔顶深较HN2－39井低3m并未完全水淹。由此分析西部井以底水水淹为主，之后边水水淹，边水方向由西向轴部推进。

3）东部井水淹为南部边水推进及底水锥进共同作用 东部HN218井，于2000年8月最早见水。该井射孔底深887.9m，距离油水界面14m左右；该井周围具有较厚的夹层，厚度6m，分析水来源于南部的边水。东部HN2－35井不仅受底水水淹严重，同时通过与老井HN206井对比，水淹段有2段，说明也存在边水水淹，由此推判边水方向来自南部。

HN2－35井2007年回采K1S1油层，射孔底深878.9m，但结果出水，分析该井于2005年完钻后，边水继续水淹至顶段。此时其邻井HN201井只是低含水，其射孔底深885.2m，近一步说明HN2－35井并非只是底水水淹。

4）北部生产井少，水淹不严重，为次边水水淹 2004年在北部完钻8口过路井，其中轴部靠北的HN2－23井及HN2－31井与1996年完钻的HN10井电性相当，说明该区此时基本保持原始未水淹状态，北部井底水抬升幅度明显低于南部。该区水淹较早的HN211井于2004年2月开始见水，此时东部邻井HN218井含水已达70%以上。邻井HN2－25井9月显示水淹。分析该区为边水，来自HN218井方向。

5）轴部井因生产压差的快速放大，导致底水锥进，油井快速水淹 2009年轴部井几乎全部水淹，但从2009年完钻的过路井电测曲线来看，除南部的HN2－49井水淹严重外，其他井并未完全水淹，说明轴部井是底水锥进影响。

引起底水锥进原因分析是生产压差的快速放大导致。2005年油藏采液速度及采油速度提高，油藏生产压差逐渐变大。2007年生产压差达到2MPa以上，并逐步上升，达到了引起底水锥进的界限压差2.5MPa。2007年起轴部井逐渐进入含水阶段，边底水由边部向轴部推进，此时若增大生产压差，就会引起水锥，导致油井快速水淹。

3.4 剩余油分布研究

2009年完钻井具有规模性，并且投产后未水淹特征明显，因此以此为重点研究油藏剩余油分布。结合水淹测井解释图版，确定未水淹层提出挖潜措施。

2009年完钻9口井，通过与邻近老井对比，认为HN10井未水淹，开采层为油层。以该井为基准，对比分析认为 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。综合考虑确定HN2－46井、HN2－28井补孔。

通过寻找全区未水淹层寻找剩余油分布有利区。根据已生产井大幅见水时间，算出从原始油水界面到油层段射孔底部抬升距离，得到油水界面年平均抬升高度，从而推算目前的油水界面[4，5]；以构造顶减去目前油水界面，就是推算的未水淹厚度，根据此方法，老井未水淹区主要在北部，而南部井基本全井段水淹 （表1）。结合2009年完钻井的测井曲线，计算出未水淹层段，做出未水淹厚度的平面分布图。HN216井、HN2－38井至HN2－28井区未水淹厚度相对较大，是主要的潜力区。

表1 未水淹厚度推算表

结合水淹规律及未水淹厚度分布结果，应用测井资料和阿尔奇公式法，计算出含水饱和度，进而得到剩余油平面分布图。

根据上述研究，认为剩余油主要分布区域有3个：首先是构造高部位，尤其是中部暴性水淹井周围的区域；然后是北部油水界面抬升速度相对较慢地区，剩余油相对丰富；最后是无生产井的锥间带。

4 剩余油挖潜方案部署

1）层内堵水 选择层内正韵律特征明显的油井，结合硼中子或过套管测井结果，先用有机堵剂对射孔段进行堵水，再对油层顶部1～2m左右进行射孔。建议优先选择暴性水淹明显的井，实施井号HN205井、HN203井、HN204井、HN209井等。

2）油井补孔[6]根据前述2009年过路井潜力评价，建议选择部分油井进行换层改采白垩系油层，射孔时尽量选择油层顶部，利用好夹层，保证射孔段位于夹层以上。补孔井号HN2－46井、HN2－45井、HN2－38井。

3）转注和调驱 选井原则：夹层厚度较大，能起一定作用；位于水线推进方向明确的较低部位；并选择合适的调驱剂进行调驱。建议井号HN208井、HN218井、HN2－40井。

4）加密调整井[7，8]根据治理措施，跟踪评价效果，选择北部井距较大的HN209附近和HN205附近进行加密调整，设计新井2口：HN301井和HN302井，如图2所示。

5 调整后的效果

方案共实施堵水2口井，井号HN205井、HN203井；油井补孔2口井，井号HN2－46井、HN2－45井。实施前后对比日产油增加10t，累计增油1045t，综合含水下降3.5%。

6 结 语

在对油藏进行精细地质研究的基础上，总结了油藏油水运动规律，水淹模式及影响因素。进一步开展了剩余油分布规律研究，发现红南油田K1S1油藏构造高部位、油水界面抬升速度相对较慢的北部以及无油井生产的锥间带存在剩余油，制定了以转注、堵水、补孔为主的综合调整方案，实施后达到了增油降水的作用。

[1]宋广寿 .马岭油田北三区水驱开发效果及水淹规律的动态研究 [J].石油天然气学报，2009，31（1）：66～69.

[2]李俊键，姜汉桥 .水平井水淹规律影响因素的不确定性及关联分析 [J].油气田地面工程，2008，27（12）：45～47.

[3]柴利文 .牛心坨油层水淹分布规律研究 [J].长江大学学报 （自然科学版），2008，5（2）：6～9.

[4]王建淮 .天然水驱油藏高含水期剩余油分布规律及挖潜研究 [J].石油天然气学报，2010，32（2）：40～42.

[5]常兵 .孤东二区剩余油分布规律及措施潜力分析 [J].油气田地面工程，2008，8（8）：60～70.

[6]杨勇 .剩余油分布规律影响因素分析研究 [J].石油天然气学报，2009，31（1）：30～32.

[7]陈馨，苏崇华 .综合利用动静态资料研究剩余油分布规律 [J].石油钻采工艺，2007，6（6）：15～17.

[8]徐守余，刘计国 .文东油田高含水期剩余油分布规律研究 [J].石油勘探与开发，2003，30（6）：15～18.