液流转向技术在赵凹油田Ⅳ31层开发中的应用

郭文卿，李志平，杨燕春，李建军，牛 柯，李 红

（中国石化河南油田分公司第一采油厂，河南桐柏 474780）

液流转向技术在赵凹油田Ⅳ31层开发中的应用

郭文卿，李志平，杨燕春，李建军，牛 柯，李 红

（中国石化河南油田分公司第一采油厂，河南桐柏 474780）

运用数模技术对赵凹油田Ⅳ31储层进行精细描述，建立了构造、属性、注采流线地质模型；结合历史静、动态资料及井网演变过程，研究了储层剩余油分布规律、不同井网条件下的注采流线分布规律；搞清了赵凹油田Ⅳ31层分时注采流线分布与剩余油匹配关系；并通过井网调整方法，促使液流转向，改善了Ⅳ31储层开发效果，提高了采收率。

赵凹油田；注采流线；剩余油分布；液流转向

1 赵凹油田赵凹区Ⅳ31层基本情况

赵凹油田构造位置位于泌阳凹陷南部陡坡带前姚庄鼻状构造西南部，为一轴向北西-南东且向东南倾没的缓鼻状挠曲，储层属于近物源陡坡型扇三角洲沉积体。Ⅳ31层为赵凹油田赵凹区的主力油层，含油面积2.0 km2，地质储量149×104t，纵向上可细分为7个单层，储层物性中等。赵凹区1983年投入开发，经历了天然能量、一次井网加密、二次井网加密及局部完善调整三个开发阶段，目前进入特高含水开发阶段。数模研究表明，Ⅳ31层剩余油呈高度分散、局部富集状态，剩余储量主要分布在主力油层分流线附近，主流线方向剩余油饱和度低，需要采取有效的技术手段，在剩余油富集区与采油井间建立有效的驱动压差，促进剩余油的合理流动。

2 注采流线与剩余油分布

依据高分辨率层序地层学理论［1-2］，建立了赵凹主体区Ⅳ31层系高精度层序地层格架，将赵凹主体区Ⅳ31层系划分为7个流动单元，做出了每个单层的砂体展布图，为储层建模提供了基础性研究成果。利用PETREL建立了相约束条件下储层岩性和物性参数模型，为定量预测井间砂体几何形态、空间配置关系、储层油藏参数提供了依据。建立了均质、非均质地层条件下理论注采流线地质模型，运用数值模拟手段模拟出不同井网条件下的注采流线分布规律，为分析实际油藏注采流线分布规律奠定理论基础；指出了储层的非均质性、注水量和井网的疏密程度等因素决定了流线的流动方向与形态。

水驱开发阶段，注采流线的分布与剩余油的关系较密切，在边水影响很小的情况下，注采流线的分布是决定剩余油分布的主要因素［3-5］。通过对Ⅳ31层注采流线与剩余油研究结果表明，Ⅳ31（6）、Ⅳ31（7）单层注采井网密集，流线分布密集，加之东南方向边水影响严重，目前水淹严重，剩余油饱和度低（图1）；而Ⅳ31（1）、Ⅳ31（2）层井网稀疏，注水井少，流线分布范围有限，剩余油饱和度较高（图2），是下一步调整挖潜的重点。

图1 Ⅳ31（6）小层注采流线分布

3 液流转向与提高采收率技术研究

3.1 对流线未通过的区域油井补孔，对长期封堵层重新动用

对流线没有经过的区域油井进行完善补孔。如赵23井为赵凹区的一口采油井，措施前生产层位为Ⅳ31（5）Ⅳ5276，日产油1.8 t，日产水93.6 m3，含水98.1%。在微构造上，该井的Ⅳ31（1.2）单层位于构造相对较高部位，而注水井赵2井处于低部位，该井注水对该区的驱动效果较差，因此赵23井区剩余油饱和度较高（图3）。从流线图上也可以看出，赵2井注水流线基本上都流向低部位的赵20井，赵23井不受效。该井于2009年3月补孔Ⅳ31（1.2）后，日产油3.3 t，日产水25.4 m3，含水88.5%。

图2 Ⅳ31（1）小层注采流线分布

图3 Ⅳ31（2）单层剩余储量及流线分布分布

图4 Ⅳ31（6）单层剩余油饱和度及注采流线分布

针对长期封堵层，井区流线发生了变化，剩余油重新富集Ⅳ31（6）层赵22井区（图4），采取了油井回采原产层对策。赵22井2008年10月至2009年9月机堵Ⅳ31（6）层，采Ⅱ62层，2009年10月释封合采，日产油由0.5 t上升到3.5 t，日产水由7.3 m3下降到24.6 m3，含水由98.2%降到88.4%。

3.2 对流线稀疏的区域注水井调水，促使流线方向发生改变

赵30井Ⅳ31（4）单层周围有两口油井（赵20和泌87井）生产，由于赵20井物性好于泌87井，赵30的注水流线大多流向赵20井，泌87方向流线较少，说明泌87井受效较差。2009年3月对赵20井封堵Ⅳ31（4）单层，同时赵30井Ⅳ31注水量由60 m3上调至80 m3。调整后，注采流线发生了变化，赵30的流线流向泌87井，驱动剩余油向泌87方向运移（图5）。泌87井的日产油由0.4 t上升到2.0 t。

3.3 对流线比较密集的区域注水井进行不稳定注水，促使流线重新分布

流线比较密集的区域如赵34井Ⅳ31（4）单层，水淹严重，剩余油分布比较零散，为此，采取了单层不稳定注水的方式。对赵34井Ⅳ31（4）单层注水方式采取了注1月停注1个月。通过该井注水方式的改变，注采流线重新分布，对应油井泌83井见效较好。调整后，注采流线发生了变化，赵34的流线流向泌83井，驱动剩余油向泌83方向运移（图6），泌83井的日产油由4.1 t上升到6.0 t，日产水由43 m3下降到52.6m3，含水由91.3%降到89.8%，见到了较好的调整效果。

图5 赵30井调水前后注采流线变化情况

图6 Ⅳ31（6）剩余油饱和度及注采流线分布

3.4 总体效果评价

通过一系列综合调整措施，赵凹区开发趋势明显好转，日产油由57.1 t升至61.3 t，综合含水由93.81%降至93.2%，采油速度由0.31%提高到0.34%，水驱动用程度由53.1%升至66.28%，水驱动用储量由97×104t增加到124×104t，采收率由41.32%提高到41.66%，达到了改善开发效果，提高单元采收率的目的。

4 结论与认识

（1）利用油藏数值模拟技术，定量预测了赵凹油田Ⅳ31层井间剩余油分布状况：井间分流区、压力平衡区、弱驱滞留区及边部未波及区是剩余油富集区。储层的非均质性、注水量和井网的疏密程度等因素决定了流线的流动方向与形态。

（2）结合历史井网演变过程，搞清了Ⅳ31小层注采流线分布与剩余油匹配关系：Ⅳ31小层内Ⅳ31（6）、Ⅳ31（7）单层注采井网密集，流线分布也很密集，剩余油饱和度很低；而Ⅳ31（1）、Ⅳ31（2）单层井网稀疏，注水井少，流线分布范围有限，剩余油饱和度较高。

（3）根据对Ⅳ31油藏剩余油分布特点的认识，提出了以改变液流方向为主的挖潜技术，实施后取得了较好的效果，阶段含水上升得到抑制，提高采收率0.34个百分点。

［1］ 魏斌，郑浚茂.高含水油田剩余油分布研究［M］.北京：地质出版社，2002：108-120.

［2］ 刘宝珺，谢俊.我国剩余油技术研究现状与进展［J］.西北地质，2004，37（2）：1-6.

［3］ 童宪章.油井产状和油藏动态分析［M］.北京：石油工业出版社，1981：19-36.

［4］ 刘德华.油田开发中后期综合治理技术研究［D］.成都：西南石油大学博士论文，2005.

［5］ 李玉梅.水驱砂岩油藏高含水期剩余油综合潜力评价方法研究［D］.成都：西南石油大学硕士论文，2003.

TE357

A

1673-8217（2012）06-0080-03

2012-02-30

郭文卿，1985年生，2007年毕业于西南石油大学资源勘查专业，从事油藏动态分析工作。

李金华